Бакалаврская работа тема работы Технологические решения для строительства разведочной вертикальной скважины глубиной 2490 метров на нефтяном месторождении (Томская область)
 Скачать 2.14 Mb.
|
|
и н етр вала Пластового Гидроразрыва Горного кгс/см 2 нам от до от до от до от до Q 0 40 0,100 0,100 0,200 0,200 0 0,22 15 P 3nk 40 190 0,100 0,100 0,200 0,200 0,22 0,22 16 P 3cg 190 280 0,100 0,100 0,200 0,200 0,22 0,22 17 P 2ll 280 410 0,100 0,100 0,200 0,200 0,22 0,22 18 P 2tl 410 470 0,100 0,100 0,200 0,200 0,22 0,22 19 К 570 0,100 0,100 0,200 0,200 0,22 0,22 20 К 630 0,100 0,100 0,200 0,200 0,22 0,22 21 K 2ip 630 720 0,100 0,100 0,180 0,180 0,22 0,22 22 K 2kz 720 735 0,100 0,100 0,180 0,180 0,23 0,23 30 K 1-2pk 735 1555 0,100 0,100 0,180 0,180 0,23 0,23 35 K 1al 1555 1615 0,100 0,100 0,180 0,180 0,23 0,23 57 K 1kls 1615 1990 0,101 0,101 0,180 0,180 0,23 0,23 59 K 1tr 1990 2170 0,101 0,101 0,180 0,180 0,23 0,23 74 К 2450 0,101 0,101 0,170 0,170 0,23 0,23 80 J 3bg +J 3gr 2450 2460 0,102 0,102 0,150 0,150 0,23 0,23 86 J 2-3vs 2460 2510 0,102 0,102 0,150 0,150 0,24 0,24 86 91 Приложение Б Обязательное) Нефтегазоводоносность по разрезу скважины Таблица Б - Нефтегазоводоносность по разрезу скважины Интервалы залеганиям Тип коллектора Плотность, г/см 3 Свободный дебит, м 3 /сут От до 0 190 Поровый 1,00 до 30 1615 2450 Поровый 1,007 55 2475 2510 Поровый 1,036 до 30 Нефтеносность 2460 2465 Поровый 0,825 140 92 Приложение В Обязательное) Возможные осложнения по разрезу скважины Таблица В - Возможные осложнения по разрезу скважины Интервал, м Возможные осложнения от до 0 470 Поглощения бурового раствора 735 1555 1590 2450 0 735 Осыпи и обвалы стенок скважины 1555 2170 2460 2465 Нефтепроявления 93 Приложение Г (Обязательное) Cовмещенный график давлений Рисунок Г – Совмещенный график давлений 94 Приложение Г Обязательное) Расчет диаметров скважины и обсадных колонн Рисунок Г - Конструкция скважины 95 Приложение Д Обязательное) Выбор породоразрушающего инструмента Таблица Д – Характеристики буровых долот по интервалам бурения Интервал 0-50 50-800 800-2490 Шифр долота 393,7 М-ГВУ-R277 БИТ Т БИТ B913HT Тип долота шарошечное PDC PDC Диаметр долота, мм 393,7 269,9 188,9 Тип горных пород ММ, МС Т Присоединительная резьба ГОСТ З З 3-117 API 7-5/8" Reg 6-5/8" Reg 4-1/2 Reg Длинам Масса, кг 160 70 50 G, тс Рекомендуемая 18 11 6 Предельная 23 14 10 n, об/мин Рекомендуемая 145-160 145-180 60-250 Предельная 160 180 250 Таблица Д – Характеристики наддолотных калибраторов по интервалам бурения Интервал 0-50 50-800 800-2490 Шифр калибратора Без калибратора К269,9МС- Н152/М152 К188,9СТ- Н152/М152 Тип калибратора - С прямыми лопостями С прямыми лопостями Диаметр калибратора, мм - 269,9 188,9 Тип горных пород - МС СТ Присоединительная резьба, ГОСТ - НМ НМ 96 Приложение Д Обязательное) Выбор компоновки и расчет бурильной колонны Таблица Д – КНБК для бурения секции под направлениям Типоразмер, шифр Длинам Нар уж н ы й ди аме тр , мм В н ут р ен н и й ди аме тр , мм Резьба низ) Тип соединения низ) Сум мар н ый ве с, т Резьба верх) Тип соединения верх) Бурение под направлением Долото 393,7 М-ГВУ-R277 0,40 393,7 - 0,16 З Ниппель 2 УБТ УБТ х Д 12 203 100 З Ниппель 2,3 (2,46) З Муфта 3 Переводник П З 0,52 203 101 З Ниппель 0,1 (2,56) З Муфта 4 УБТ УБТ х Д 12 178 80 З Ниппель 1,87 (4,43) З Муфта 5 Переводник П З 0,54 178 89 З Ниппель 0,08 (4,51) З Муфта 6 Бурильная труба ТБПК х Е До устья 127 107 З Ниппель 0,79 (5,3) З Муфта Таблица Д – КНБК для бурения секции под кондуктор (м) № Типоразмер, шифр Длинам Нар уж н ы й ди аме тр , мм В н утр ен н и й ди аме тр , мм Резьба низ) Тип соединения низ) Суммарный вес, т Резьба верх) Тип соединения верх) Бурение под кондуктор (м) 1 2 3 4 5 6 7 8 1 Долото PDC 269,9 B516TB 0,29 269,9 - - - 0,07 З Ниппель 2 Калибратор К 269,9 МС 1,0 178 70 З Муфта 0,18 (0,25) З Ниппель 3 ВЗД ДГР-210.7/8.49 9,51 210 - З Муфта 1,82 (2,07) З Муфта 97 Продолжение таблицы Д 2 3 4 5 6 7 8 4 Клапан обратный КОЗ Ниппель 0,1 (2,17) З Муфта 5 Переводник П З 0,52 197 101 З Ниппель 0,09 (2,26) З Муфта 6 УБТ УБТ х Д 60 178 80 З Ниппель 9,36 (11,62) З Муфта 7 Переводник П З 0,54 178 89 З Ниппель 0,08 (11,7) З Муфта 8 Бурильная труба ТБПК х Е До устья 127 107 З Ниппель 23,35 (35,05) З Муфта Таблица Д – КНБК для бурения секции под эксплуатационную колонну м) № Типоразмер, шифр Длинам Нар уж н ы й ди аме тр , мм В н утр ен н и й ди аме тр , мм Резьба низ) Тип соединения низ) Суммарный вес, т Резьба верх) Тип соединения верх) Бурение под эксплуатационную колонну (м) 1 Долото PDC 188,9 ВТ 0,25 188,9 - - - 0,05 З Ниппель 2 Калибратор К 188,9 ТК 0,44 146 68 З Муфта 0,040 (0,09) З Муфта 3 ВЗД ДГР-165.7/8.49 8,65 166 - З Ниппель 1,01 (1,1) З Муфта 4 Клапан обратный КОЗ Ниппель 0,07 (1,17) З Муфта 5 Переводник П З 0,4 163 80 З Ниппель 0,04 (1,21) З Муфта 6 УБТ УБТ х Д 60 146 68 З Ниппель 6,18 (7,39) З Муфта 7 Переводник П З 0,50 146 58 З Ниппель 0,06 (7,45) З Муфта 8 Бурильная труба ТБПК х Е До устья 127 107 З Ниппель 77,66 (85,11) З Муфта 98 Таблица Д – КНБК для отбора кернам Типоразмер, шифр Длинам Нар уж н ы й ди аме тр , мм В н утр ен н и й ди аме тр , мм Резьба низ) Тип соединения низ) Суммарный вес, т Резьба верх) Тип соединения верх) Отбор кернам Долото PDC 188,9/80 B613C9 0,25 188,9 80 - - 0,012 З Муфта 2 Керноотборный снаряд УБТ СК-136/80 18 136 80 З Ниппель 2,02 (2,03) З Муфта 3 УБТ УБТС1 х Д 24 133 64 З Ниппель 42,4 (43,43) З Муфта 4 Переводник П З 0,4 163 80 З Ниппель 0,04 (43,47) З Муфта 5 Бурильная труба ТБПК х Е До устья 127 107 З Ниппель 78,08 (121,51) З Ниппель 99 Приложение Д Обязательное) Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов Таблица Д - Параметры бурового раствора по интервалам бурения Тип раствора Интервал по стволу, м Параметры бурового раствора от до Плотность, г/см 3 У словная Вязкость, с П лас ти ч ес к ая Вязкость, с Пз ДН С, дП а СНС 10 сек / 10 мин, д Па В од оотд ач а, см ми н pH Содер -ж ан и е песка, Бентонитовый Полимер- глинистый 50 800 1,15 40 18 80 20-60 10 9 < 1,5 Полимер- глинистый 800 2360 1,08 30 16 70 20-60 10 9 < 1,5 полимерный биополимерный Таблица Д – Описание компонентного состава бурового раствора по интервалам бурения Тип раствора Интервал по стволу, м Компонентный состав бурового раствора от до Бентонитовый Техническая вода, Каустическая сода, Глинопопрошок, Целлотон-Ф Полимер- глинистый 50 800 Техническая вода, Каустическая сода, Глинопопрошок, Целлотон-Ф, Полиакриламид, ПАЦ НВ Полимер- глинистый 800 2360 Техническая вода, Каустическая сода, Глинопопрошок, Полиакриламид, ПАЦ НВ, Ингибитор полимерный биополимерный Техническая вода, Каустическая сода, Ксантановая камедь, KLC, Крахмал, Ингибитор, Смазывающая добавка, карбонат кальция 5 мкр, карбонат кальция 50 мкр, карбонат кальция 150 мкр, бактерицид, пеногаситель 100 Таблица Д – Потребное количество бурового раствора под интервал 0-2490 м Направление Интервал бурениям. Длина интервалам Диаметр долота под интервал, мм Внутренний Ø предыдущей обсадной колонны, мм каверн Объем скважины в конце интервалам от до 0 50 50 393,7 - 1,3 8,09 Расчетные потери бурового раствора при фильтрации фил = 0,65 Расчетные потери бурового раствора при очистке пот =5,62 Расчетные потери бурового раствора при наращивании и СПО V спо = 0,25 Объем раствора в конце бурения интервала V 1 =20,17 Объемраствора к приготовлению V бр =26,69 Рекомендуемый объем раствора для перевода наследующий интервал V перев1 = 12,1 Кондуктор Интервал бурениям. Длина интервалам Диаметр долота под интервал, мм Внутренний Ø предыдущей обсадной колонны, мм каверн Объем скважины в конце интервалам от до 50 800 750 269,9 281,5 1,2-1,3 Расчетные потери бурового раствора при фильтрации фил = 6,36 Расчетные потери бурового раствора при очистке пот Расчетные потери бурового раствора при наращивании и СПО V спо =3,75 Объем раствора в конце бурения интервала V 2 =118,01 Общая потребность бурового раствора на интервале V бр =165,69 Планируемый объем переведенного раствора с предыдущего интервала V перев1 =12,1 Объемраствора к приготовлению V 2’ =154,37 Рекомендуемый объем раствора для перевода наследующий интервал V перев2 =59,4 Экспл. колонна Интервал бурениям Длинаинте рвала, м Диаметр долота под интервал, мм. Внутренний Ø предыдущей обсадной колонны, мм каверн Объем скважины в конце интервалам от до 800 2490 1690 188,9 205,7 1,2-1,1 77,97 Расчетные потери бурового раствора при фильтрации фил = 8,67 Расчетные потери бурового раствора при очистке пот =36,84 Расчетные потери бурового раствора при наращивании и СПО V спо =7,8 Объем раствора в конце бурения интервала V 3 =159,94 Общая потребность бурового раствора на интервале V бр =213,25 Планируемый объем переведенного раствора с предыдущего интервала V перев2 =59,4 Объем раствора к приготовлению V 3’ =153,85 101 Продолжение таблицы Д.3.3 Таблица Д – Потребное количество химических реагентов Наименование материала Назначение Упаковка ед. изм. Потребное количество реагентов Направление Кондуктор Экспл. колонна Итого кг кг у п кг у п кг у п кг уп 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Каустическая сода Регулирование щелочности среды Мешок, 25 29,01 2 85,51 3 286,2 11 400 16 Глинопопрошок Придание раствору тиксотропных свойств, снижение фильтратоотдачи Мешок, 1000 3626 4 6841 7 8188 8 18654 19 Целлотон-Ф Контроль поглощений Мешок, 1000 1450 2 10261 10 11711 12 Полиакриламид Стабилизатор, регулятор фильтрации и реологических свойств Мешок, 25 85,51 4 117 5 203 9 ПАЦ НВ Регулятор фильтрации Мешок, 25 34,20 35 1170 46 2025 81 Ингибитор Подавление процессов гидратации и набухания глинистых пород Бочка, 200 600 3 600 3 Экспл. колонна Интервал бурениям. Длина интервалам. Диаметр долота под интервал, мм. Внутренний Ø предыдущей обсадной колонны, мм. каверн. Объем скважины в конце интервалам от до 2360 2490 170 188,9 205,7 1,1 30,58 Расчетные потери бурового раствора при фильтрации фил = 0,68 Расчетные потери бурового раствора при очистке пот =2,87 Расчетные потери бурового раствора при наращивании и СПО V спо =0,65 Объем раствора в конце бурения интервала V 4 =65,15 Общая потребность бурового раствора на интервале V бр =69,35 Планируемый объем переведенного раствора с предыдущего интервала V перев3 =0 Объем раствора к приготовлению V 4’ =69,35 102 Продолжение таблицы Д 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Ксантановая камедь Придание раствору тиксотропных свойств, снижение фильтратоотдачи Мешок, 25 330,24 14 330,24 14 KCL Подавление процессов гидратации и набухания глинистых пород Мешок, 1000 4586,7 5 4586,7 5 Крахмал Регулятор фильтрации Мешок, 25 1651,2 67 1651,2 67 Смазывающая добавка Снижение коэффициента трения в скважине Бочка 200 2018,1 11 2018,1 11 Карбонат кальция 5 мкр Регулирование плотности, кольматация каналов Мешок, 1000 1376 2 1376 2 Карбонат кальция 50 мкр Регулирование плотности, кольматация каналов Мешок, 1000 2293,3 3 2293,3 3 Карбонат кальция 150 мкр Регулирование плотности, кольматация каналов Мешок, 1000 2293,3 3 2293,3 3 Бактерицид Защита от микробиологической деструкции Бочка 200 45,87 1 45,87 1 Пеногаситель Предотвращение пенообразования Бочка 200 45,87 1 45,87 1 103 Приложение Д Обязательное) Гидравлическая программа промывки скважины Таблица Д – Расчет параметров забойного двигателя по интервалам бурения Интервал 0-50 50-800 800-2490 Исходные данные дм к 1,3 1,26 1,17 кр, мс 0,15 0,14 0,1 мм с 0,0083 0,0083 0,0042 d бт , м 0,127 0,127 0,127 мах, м 0,203 0,235 0,166 d нмах , м 0,0254 0,0127 0,0111 n 3 5 6 V кпмин , мс 0,5 0,5 0,5 V кпмах , мс 1,3 1,3 1,5 см – р, г/см 3 0,02 0,02 0,02 р, г/см 3 1,19 1,15 1,08 п, г/см 3 2,0 2,26 2,27 Результаты проектирования Q 1 , л/с 79 31 11 Q 2 , л/с 62 34 9 Q 3 , л/с 163 37 16 Q 4 , л/с 72 29 10 Q 5 , л/с 44 37 39 Q 6 , л/с 44-163 29-37 9-16 104 Таблица Д - Проектирование областей допустимого расхода бурового раствора Интервал 0-50 50-800 800-2490 Исходные данные Q 1 , л/с 79 31 11 Q 2 , л/с 62 34 9 Q 3 , л/с 163 37 16 Q 4 , л/с 72 29 10 Q 5 , л/с 44 37 39 Q 6 , л/с 44-163 29-37 9-16 Области допустимого расхода бурового раствора ΔQ, л/с 60-160 38-43 15 Запроектированные значения расхода бурового раствора Q, л/с 65 40 15 Дополнительные проверочные расчеты (оценка создаваемого момента на забойном двигателе) Q тн , л/с - 57 38 ρ 1 , кг/м 3 - 1000 1000 ρ бр , кг/м 3 - 1150 1080 M тм , Нм - 21500 15500 M тб , Нм - 36000 13800 105 Приложение Е Обязательное) Технологическая схема обвязки цементировочного оборудования Рисунок Е - Технологическая схема обвязки цементировочного оборудования 106 Приложение И Обязательное) Организационная структура управления предприятия ООО «Газпромнефть-Восток» Рисунок И - – Организационная структура управления ООО «Газпромнефть-Восток» 107 Приложение К Обязательное) Расчет нормативной продолжительности строительства скважины Таблица К - Нормативная карта разведочной вертикальной скважины глубиной 2490 метров на нефтяном месторождении (Томская область) Наименование работ Тип и р азм ер долота Нор ма проходки, м К оличе ст во, шт Интервал бурениям Количество метров, м Время механического бурения,ч Прочие работы, связанные с п р оход к ой , ч В се го времени на интервал бурения, ч на 1 м бурения навесь интервал 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Бурение под направление 393,7 М-ГВУ- R277 590 0,08 0-50 50 0,037 1,85 0,605 2,455 Бурение под кондуктор PDC 269,9 B516TB 1670 0,45 50-800 750 0,042 31,5 11,04 42,54 Бурение под эксплуатационную колонну PDC 188,9 ВТ 1390 1,22 800-2490 1690 0,064 108,16 36,207 144,367 Всего 1,75 2490 141,51 189,362 Крепление - направления - кондуктора - эксплуатационная 3,56 16,0 32,4 |