Содержание курсового проекта

 

В исходных данных на курсовое проектирование должно быть указано:

месторождение;

· стратиграфическая колонка,

· давления по стволу скважины (горное, поровое, пластовое, гидроразрыва);

· описание пород,

· категория,

· трещиноватость,

· устойчивость,

· коэффициент кавернообразования,

· забойная температура,

· назначение скважины,

· газовый фактор,

· дебит,

· проектная глубина и протяжённость,

· интервалы залегания многолетнемерзлых пород и водоносных горизонтов,

· зоны возможных осложнений,

· характеристика коллектора (тип, устойчивость, однородность, проницаемость),

· интервал отбора керна и конструкция керноприёмного устройства,

· КНБК.

Геология месторождения (площади)

Освещается положение месторождения в региональной структуре нефтегазоносной области. Отмечаются общие перспективы нефтегазоносности терригенных отложений и наличие мощных толщ флюидоупоров регионального плана. Указываются предшествующие геолого-геофизические исследования нефтегазоносности региона и открытые месторождения. Приводятся форма, размер залежи (месторождения), запасы углеводородов, их динамика по годам.

Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород

В геохронологической последовательности, от древнейших образований до четвертичных отложений, дается характеристика выделенных толщ, свит и подсвит. Кратко описывается литологический состав пород, петрографические особенности выделенных стратиграфических подразделений, мощность свит и подсвит. Даётся характеристика (в табличной форме) основных физико-механических свойств горных пород.

Нефтегазоносность месторождения (площади)

Производится краткая характеристика нефтегазоносного комплекса, вмещающего продуктивные горизонты, его стратиграфическое положение. В зависимости от геологического возраста продуктивными являются рифейско-вендские, венд-кембрийские и кембрийские отложения, сложенные доломитами и каменными солями с прослоями аргиллитов, ангидритов и известняков. Коллекторами являются песчаники и кавернозные доломиты, а пласты каменных солей считаются покрышками.

В более поздних палеозойских и мезозойских отложениях продуктивными являются толщи сложно чередующихся песчаников, алевролитов, аргиллитов, глин, пластов каменных углей. Основные коллекторы представлены прослоями и линзами песчаников, алевролитов с высокой активной пористостью, в которой формируются залежи нефти и газа (они экранируются глинистой толщей).

Необходимо указать все вскрытые продуктивные горизонты, их мощность и насыщенность флюидами. Дается физико-химическая характеристика нефти, газа (свободного и растворенного), конденсата, характеристика пластовых давлений, давлений гидроразрыва, а также суточный дебит, установленный или ожидаемый.

Гидрогеология

Описывается литологическая характеристика водоносных горизонтов, их положение в разрезе, и мощность горизонтов. Приводится характеристика воды и гидродинамической среды водоносных пластов.

Характеристика коллекторских и гидродинамических свойств продуктивных горизонтов

В каждом продуктивном горизонте отмечаются породы-коллекторы и тип коллектора: поровый, трещинный, трещинно-поровый. Указывается эффективная пористость, раскрытость трещин, наличие каверн, проницаемость пород-коллекторов. Отмечается насыщенность коллекторов нефтью, газом и водой, поровое (пластовое) давление, устойчивость пород-коллекторов в зоне эксплуатационного забоя, дается фазовая проницаемость коллекторов.

Зоны возможных геологических осложнений

По данным разбуривания толщ разрезе пород, в пределах лицензионных отводов выявленных месторождений или на перспективных площадях, устанавливаются слои пород, склонные к обрушению стенок скважины, к желобообразованию, сужению ствола скважины, провалам инструмента в кавернах (полостях), кавернообразованию. Эти осложнения приводят к посадкам, затяжкам и прихватам бурильных и обсадных колон. Весьма важным является выявление зон поглощений и газонефтеводопроявлений. Для проявляющих горизонтов важны данные о пластовых давлениях и возможных дебитах.

Конструкция скважины

Запроектированная конструкция скважины должна обеспечить: долговечность скважины как технического сооружения; надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность жидких и газообразных полезных ископаемых; возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения серьезных осложнений.

Циркулирующие буровые растворы, исходя из конструкции скважины, обеспечивают необходимое противодавление на проходимые породы, подачу энергии к долоту и забойному двигателю, тем самым предотвращают флюидопроявления.

Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облегчение её конструкции с учетом имеющегося опыта. Если буровые работы в данном районе ранее не проводились и имеются сомнения в достоверности представленного геологического разреза, то в конструкции первой скважины может быть предусмотрена резервная колонна на случай возникновения непредвиденной ситуации.

При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы (катастрофических поглощений, высокопластичных глин, соленосные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент анамальности пластового давления k_a) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.

Конструкция скважины   определяет необходимое количество обсадных колонн для крепления ствола скважины, глубину спуска каждой колонны с выделением зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород по интервалам.

В первой части курсового проекта необходимо построить график совмещенных условий бурения, на котором конструкция скважины представлена в виде графического изображения соотношения диаметров бурения, диаметров обсадных колонн, глубины их установки и высоты поднятия цементного раствора в затрубном пространстве.

При разработке конструкции скважины необходимо дать назначение каждой обсадной колонны и выполняемые ею функции. При расчёте конечного диаметра скважины учесть её вид и назначение. Указать особенности конструкции обсадных колонн при бурении газовых скважин и интервалов солей. Глубину установки кондуктора рассчитать исходя их газового фактора, глубины залегания водоносных горизонтов и зон многолетнемерзлых пород.

Выбор конструкции скважины производится на основе выделения зон с несовместимыми условиями бурения и разобщения их спуском и цементированием обсадных колонн.

Кондуктор обеспечивает перекрытие водоносных горизонтов, зон многолетнемерзлых пород. Глубину установки кондуктора необходимо рассчитать исходя из того, что башмак колонны устанавливается в крепких породах, способных выдержать максимальное пластовое давление в любом интервале бурения газовых скважин.

Определяются прихватоопасные интервалы и устанавливаются разновидности прихватов, которые могут возникнуть при их бурении.

Выбирается вид промывочной жидкости, соответствующий горным породам геологического разреза. Современные требования к промывочной жидкости, способной предотвратить прихваты труб, включают необходимость быть инертной по отношению к породам в целях нерастворения их и неснижения прочности стенок скважины, обладать хорошей смазочной способностью и малым содержанием твердой фазы.

При расчете плотности бурового раствора для вскрытия нефтегазоводонасыщенных пластов, включенных в один интервал совместимых условий, выбирается пласт с максимальным градиентом пластового давления. Выбор минимального превышения гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым (репрессии) производится по рекомендации табл. 1.

 

Таблица 1

Минимальная величина репрессии

 

Глубина скважины (интервала), м	Минимальное превышение давления столба раствора над пластовым (репрессия), МПА
	для нефтеводонасыщенных пластов	для газоносных, газоконденсатных пластов и пластов в неизученных разрезах
< 1000	1,0	1,5
1001 - 2500	1,5	2,0
2501 - 4500	2,0	2,25
> 4501	2,5	2,7

 

Величина суммарной репрессии определяется суммой минимальной репрессии  и дополнительного давления , учитывающего колебания давления при СПО. Дополнительное давление рассчитывается как произведение коэффициента А., определяющего колебания давления, и коэффициента аномальности пластового давления. Коэффициент А при диаметре скважины

< 215,9мм равен 5. а при диаметре скважины > 215,9 мм – 3.

Например, в интервале 2000–2500 м вскрывается нефтяной пласт с коэффициентом аномальности 1,20 долотом диаметром 190,5 мм.

Суммарная репрессия  будет определена так:

.

Устойчивость горных пород, представленных глинами, аргиллитами. глинистыми сланцами и солями, склонными к обвалам м текучести, определяется выбором соответствующих параметров бурового раствора. в частности, плотности и фильтрации.

При определении плотности раствора из условия обеспечения устойчивости пород принимается допущение о том, что депрессия на стенки скважины должна быть на уровне 10–15 % эффективных (скелетных) напряжений, равных разнице между горным и пластовым (поровым) давлением. Например, требуется рассчитать плотность бурового раствора для вскрытия пласта глин плотностью  в интервале 3000–3200 м. Коэффициент аномальности порового давления  равен 1,30. Вскрытие пласта планируется с депрессией  равной 10 % эффективных напряжений.

Определяем поровое давление на глубине 3200м:

Горное давление  на этой глубине равно:

Определяем величину эффективного напряжения :

Рассчитываем величину депрессии на стенки скважины при ее величине 10 % от значений , она равна:

Плотность бурового раствора   из условияустойчивости пород будет следующей:

Разработка режима промывки должна учитывать энергетические показатели работы гидравлического забойного двигателя, эффективность удаления шлама с забоя и установления такого режима течения бурового раствора в кольцевом пространстве, который хорошо выполняет функции гидротранспорта шлам к устью скважины.

Выбирается рациональная конструкция бурильной колонны, подбираются компоновки низа бурильной колонны (КНБК) для каждого участка профиля скважины.

Перед началом забуривания бурильные трубы опрессовываются на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза, но не менее чем на 30 МПа. Последующие опрессовки необходимо проводить через 800 часов механического бурения, а также перед проведением ответственных работ в скважине и после ликвидация сложных аварий, например, глушения открытых фонтанов и ликвидации прихватов колонны.

Разрабатывается график строительства скважины и материально-технического обеспечения буровой для предотвращения перерывов в процессе бурения.

Для скважин, время строительства которых превышает 1 месяц, должна быть составлена «Профилактическая карта по безаварийному ведению работ», в которой указывается перечень всех мероприятий по предотвращению аварий, включая и прихваты труб, плановый и фактический срок их выполнения.

Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м).

- 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см² (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см² (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10–15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

При проведении работ не допускается снижение плотности БР. На глубоких скважинах и скважинах с высокими температурными градиентами плотность БР меняется в зависимости от температуры и давления. Правила безопасности допускают колебание плотности не более 0,02 г/см³.

Основным средством предотвращения газопроявлений в бурящихся скважинах является применение промывочных жидкостей соответствующего качества, которые способны создавать необходимое противодавление на пласт, глинизировать пласты, создавая на стенках скважины тонкую плотную пленку (иметь низкую водоотдачу), обладать минимально допустимой вязкостью и статическим напряжением. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15 % эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением указанных пород), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям.

Пример расчета плотности бурового раствора. В интервале 3500-4000м залегают глины с коэффициентом аномальности порового давления . Вскрытие глины планируется с депрессией на стенки скважины, равной 12 % скелетных напряжений. Поровое давление на глубине 4000м:

горное давление на глубине 4000м:

скелетное напряжение:

Отсюда 12% от P составляет 34 кгс/см², тогда проектная плотность бурового раствора будет:

Если при выбранных значениях плотности бурового раствора наблюдаются посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение плотности раствора следует подобрать путем ступенчатого ее повышения.

Плотность промывочной жидкости для нормальных условий бурения выбирается исхода из предупреждения выбросов при вскрытии газового пласта и дальнейшем углублении определяется по формуле:

                                    (5.1)

где:  - плотность промывочной жидкости в кг/м³;

 - пластовое давление на глубине 1000м. Возьмем данные репрессии из таблицы 5.1, получим плотность промывочной жидкости:

. Не допускается расхождение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на ±0,02г/см³ от установленной проектом.

Плотность промывочной жидкости должна быть немедленно повышена в случае перелива на устье при остановленной циркуляции (после промывки). Плотность промывочной жидкости также следует повысить, если появляются- пачки, газированного раствора или пачки- раствора с повышенной водоотдачей или соленостью. Утяжеление бурового раствора необходимо и оправдано в случае вскрытия проявляющего интервала с пластовым давлением, превышающим забойное, что характеризуется появлением избыточного давления в бурильных трубах и кольцевом пространстве после герметизации устья скважины