|
|
Демонтаж КРС. Исходные данные
Оглавление
Введение
|
3
|
1 Исходные данные
|
4
|
1.1 Стратиграфия и литология
|
4
|
1.2 Водонефтегазоносность, пластовые давления и температуры
|
4
|
1.3 Возможные осложнения по разрезу скважины
|
4
|
1.4 Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине
|
12
|
2. Выбор бурового раствора для бурения скважин с известными геолого-техническими условиями бурения
|
15
|
2.1. Применяемые промывочные жидкости
|
15
|
2.1.1.Обоснование рецептур растворов по интервалам бурения
2.1.2 Бурение под кондуктор
|
15
16
|
2.1.3 Бурение под эксплуатационную колону
|
17
|
2.2. Обоснование параметров бурового раствора выбранного типа
|
17
|
3. Уточнение рецептур буровых растворов
|
18
|
3.1. Постановка задачи
|
18
|
3.2. Разработка матрицы планированного эксперимента
|
19
|
3.3 Результаты опытов и их обработка. Заключение
|
20
|
4. Определение потребного количества расходов, расхода компонентов по интервалам бурения
|
21
|
5. Приготовление буровых растворов
|
26
|
5.1. Технология приготовления бурового раствора
|
26
|
5.2. Выбор оборудования для приготовления растворов
|
26
|
6. Управление свойствами буровых растворов в процессе бурения скважин
|
27
|
6.1. Контроль параметров буровых растворов
|
28
|
6.2. Технология и средства очистки БПЖ
|
29
|
7. Мероприятия по экологической безопасности
применения растворов
|
31
|
7.1 Природоохранные мероприятия при строительстве скважины
|
33
|
7.2 Сбор, утилизация и захоронение отходов строительства скважин
|
34
|
8. Список использованной литературы
|
36
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Введение
Процесс промывки при современных глубинах и достигнутом уровне техники и технологии бурения является одним из важнейших в общем цикле строительства скважин. Технология промывки и качество буровых растворов оказывают существенное, порой и решающее влияние на эффективность разрушения горных пород долотом, характер и интенсивность проявления различного рода осложнений аварий. Многолетний опыт бурения показывает, что основным профилактическим средством предотвращения поглощений, прихватов инструмента и приборов, от осыпей и обвалов, нефтегазоводо проявлений в скважинах является соответствующий выбор состава и свойства бурового раствора, режима промывки.
К буровым раствором предъявляют ряд требований, обусловливающих как их качество, так и функциональное назначение.
Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции:
1) быть экологически безопасным, устойчивый к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давлению; иметь стабильные во времени свойства; противостоять переходу выбуренной породы (растворение, диспергирование) в его состав;
2) предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины;
3) обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов;
4) создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом;
5) выносить шлам на поверхность, легко освобождаясь от него на очистных устройствах;
6) передавать гидравлическую мощность забойным двигателям;
7) обеспечивать возможность проведения геофизических исследований;
8) облегчать спуско-подъемные операции.
1. Исходные данные для выполнения курсовой работы
1.1 Стратиграфия и литология
Литология и стратиграфия представлены в таблице 1
1.2 Водонефтегазоносность, пластовые давления и температуры
Водонефтегазоносность, пластовые температуры и давления по разрезу скважины представлены в таблицах 2 - 5. При разработке рецептур и способа обработки БР необходимо учесть, возможное влияние минерализованных пластовых вод. Также необходимо обеспечить качественное разобщение верхних пресноводных горизонтов во избежание их осолонения.
1.3 Возможные осложнения по разрезу скважины
Осложнения в основном вызваны нефтегазоводопроявлениями, прихватами осыпями, обвалами, поглощениями и сужением ствола скважины.
Возможные осложнения по разрезу скважины представлены в таблицах 6 – 9. Из приведенных таблиц видно, что с целью предотвращения данных осложнений необходимо контролировать параметры БР и соблюдать технологию бурения.
Таблица 1-Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
Стратиграфическое
|
Глубина залегания, м
|
Горная порода
|
краткое название
|
описание: полное название, характерные признаки
|
по вертикали
|
название
|
индекс
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
Четвертичная
|
Q
|
0
|
50
|
Суглинки, супеси
|
Торфяники, суглинки, супеси
|
Атлымская свита
|
Р2/З
|
50
|
300
|
пески, глины
|
Чередование песков, глин
|
Тавдинская свита
|
Р2/3
|
300
|
450
|
пески, глины
|
Чередование песков, глин
|
Люлинворская свита
|
Р2/2
|
450
|
700
|
глины, опоки
|
Глины серые плотные, участками опоковидные, слабо алевритистые
|
Талицкая свита
|
Р1
|
700
|
850
|
глины, алевриты
|
Глины слюдистые т/серые, черные с прослоями алеврита и песка
|
Ганькинская свита
|
К2
|
850
|
900
|
глины
|
Глины зеленовато-серые слюдистые
|
Березовская свита
|
К2
|
900
|
1050
|
глины, алевриты
|
Глины серые плотные, участками опоковидные, слабо алевритистые
|
Кузнецовская свита
|
К2
|
1050
|
1100
|
глины
|
Глины зеленовато-серые, зеленые алевритистые, содержат редкие прослои алевролиты
|
Уватская свита
|
К1+К2
|
1100
|
1400
|
алевролиты, глины, песчаники
|
Алевролиты серые с зеленоватым оттенком с прослоями аргилитоподобных глин и песчаников с/зернистых темно-серых
|
х-мансийская свита
|
К1
|
1400
|
1750
|
глины, алевролиты, песчаники
|
Песчаники с-серые, глины плотные, т-серые, аргиллитовые с прослоями алевролита
|
Викуловская свита
|
К1
|
1750
|
2000
|
глины, алевролиты, аргиллиты песчаники
|
Песчаники и алевралиты серые м/з с прослоями аргелитов.
|
Алымская свита
|
К1
|
2000
|
2200
|
глины, алевролиты, аргиллиты песчаники
|
Аргиллиты т-серые, битуминозные с прослоями алевритов и песчаников серых, с - серых м/з, глины с растительными остатками.
|
Черкашинская свита
|
К1
|
2200
|
2880
|
Глины, алевролиты, аргиллиты песчаники
|
Чередование глин, алевролитов, аргиллитов и песчаников.
|
Таблица 2 -Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал по стволу, м.
|
Тип коллектора
|
Плотность, г/смЗ
|
Пористость, %
|
Проницае-мость, дарси
|
Глинистость, %
|
Карбонатность
, %
|
Предел текучести  ,
МПа с
|
Твер- дость ,
МПа
|
Коэффициент пластичности
|
Абразивность
|
Категория породы по промысловой спецификации
|
от (верх)
|
до
(низ)
|
|
К1
|
2370
|
2400
|
песчан.
|
2,1
|
18
|
0,015
|
12-18
|
5-8
|
9-213
|
14-234
|
1,1
|
III-VIII
|
C
|
К1
|
2520
|
2635
|
песчан.
|
2,1
|
18
|
0,037
|
|
5-8
|
9-213
|
14-234
|
4,5
|
III-VIII
|
C
|
К1
|
2620
|
2880
|
песчан.
|
2,1
|
19
|
0,005
|
|
5-8
|
9-312
|
14-234
|
-
|
III-VIII
|
C
|
Таблица 3 - Давление и температура по разрезу скважины
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал по стволу, м
|
Градиент
|
пластового давления
|
гидроразрыва пород
|
горного давления
|
геотермический
|
величина, МПа/м
|
источник получения
|
величина, МПа/м
|
источник получения
|
величина, МПа/м
|
источник получения
|
величина, 0С/100 м
|
источник получения
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
Q-P2/3
|
0
|
450
|
0,1
|
|
0,02
|
расчет
|
0,022
|
Расчет
|
2,8
|
РФЗ
|
Р2-К2
|
450
|
1130
|
0,1
|
расчет
|
0,02
|
РФЗ
|
К2-К1
|
1130
|
1740
|
0,1
|
0,017
|
РФЗ
|
К1
|
1740
|
2880
|
0,099
|
0,0162
|
РФЗ
|
 
Таблица 4 - Нефтегазоводоностность
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал по стволу, м.
|
Тип коллектора
|
Полотность,
г/см3
|
Давление насыщения, МПа
|
Подвижность,
10-9м2/Па с
|
Содержание серы,%
Парафина, %
|
Дебит Qн,
м3/сут
|
Газовый фактор, м3/м3
|
Относительн. плотность по воздуху
|
Динамический уровень в конце эксплуатации.
|
Температура жидкости в колонне на устье при эксп., 0С
|
Рекомендуемые в кг/см2
|
Репрессия при вскрытии
|
Депрессия при испытании
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
К1(АС10)
|
2440
|
2470
|
поров
|
0,868
|
10,5
|
0,06
|
1,2/2,5
|
3,2-58
|
-
|
0,9
|
-
|
35-40
|
25
|
70
|
К1(АС11)
|
2600
|
2650
|
поров
|
0,866
|
0,06
|
1,2/2,5
|
19,3-57
|
67
|
0,9
|
-
|
-
|
25
|
75
|
К1(АС12)
|
2750
|
2800
|
поров
|
0,863
|
0,06
|
1,2/2,5
|
4,2
|
-
|
0,9
|
10100
|
-
|
25
|
80
|
Таблица 5 -Прихватоопасные зоны
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал по стволу, м
|
Условия возникновения
|
Q-P3/2
|
0
|
1150
|
Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка забоя и ствола скважины от шлама.
|
Таблица 6-Поглощение бурового раствора
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал по стволу, м
|
Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч
|
Условия возникновения
|
от (верх)
|
до (низ)
|
Q-P3/2
|
0
|
1150
|
До 5,0
|
Отклонение параметров бурового раствора от проектных
|
Таблица 7 -Осыпи и обвалы стенок скважины
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал по стволу, м
|
Устойчивость пород от вскрытия до начала осложнения, сут.
|
Интенсивность осыпей и обвалов
|
Проработка в интервале из-за этого осложнения
|
Условия возникновения
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
мощность, м
|
скорость, м/час
|
Q-P3/2
|
0
|
1150
|
3
|
интенсивные
|
450
|
100-120
|
нарушение технологии бурения
|
P3/2-К2
|
1150
|
1950
|
3
|
слабые
|
|
-
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 8 -Прочие возможные осложнения
Интервал по стволу, м
|
Вид (название осложнения)
|
Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
|
от (верх)
|
до (низ)
|
1150
|
1950
|
Водопроявления, разжижение глинистого раствора
|
Нарушение режима промывки скважин, разбавление агрессивными пластовыми водами
|
Таблица 9-Нефтегазоводопроявления
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал по стволу, м
|
Вид проявляемого флюида
|
Длина ствола газа при ликвидации газопроявления, м
|
Плотность смеси при проявлении, г/см3
|
Условия возникновения
|
от (верх)
|
до (низ)
|
К2-К1
|
1150
|
1950
|
Вода
|
-
|
-
|
Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента
|
К1 (АС10-12)
|
2250
|
2880
|
Нефть
|
-
|
0,866
|
1 – плотность смеси равна плотности нефти в пластовых условиях
1.4. Обоснование комплекса геофизических иccледований в скважине
С целью всестороннего освещения разреза (выделение пластов -коллекторов и покрышек, определение нефтеносных пластов и их коллекторских свойств, кавернозности и других параметров) в скважинах производится комплекс геофизических исследований. Необходимый перечень геофизических исследований представлен в таблице 10.
Таблица 10 -Геофизические исследования и работы в скважине
Вид исследования
|
Масштаб
записи
|
Интервалы исследования, м
|
1
|
2
|
3
|
1 . Исследования перед спуском кондуктора
|
2. Исследования перед спуском эксплуатационной колонны
|
Стандартный каротаж + ПС
|
1:200
|
2320-2880
|
БКЗ {5 зондов и резистив.)
|
1:200
|
2320-2880
|
Индукционный каротаж
|
1:200
|
2320-2880
|
Боковой каротаж
|
1:200
|
2320-2880
|
KB + профилеметрия
|
1:200
|
2320-2880
|
Микрозонды
|
1:200
|
2320-2880
|
Микробоковой каротаж
|
1:200
|
2320-2880
|
Продолжение таблицы 10
1
|
2
|
3
|
3. Исследования в обсаженном стволе
|
В кондукторе
|
Цементометрия
|
1:500
|
0-690
|
В эксплуатационной колонне
|
Гамма- каротаж
|
1:200
|
2320-2880
|
Гамма-каротаж
|
1:500
|
0-2320
|
КНК
|
1:200
|
2320-2880
|
КНК
|
1:500
|
0-2320
|
АКЦ (USBA)
|
1:200
|
2320-2880
|
АКЦ (USBA)
|
1:500
|
0-2320
|
СГДТ
|
1:200
|
2320-2880
|
СГДТ
|
1:500
|
0-2320
|
Локация муфт
|
1:200
|
2320-2880
|
Инклинометрия проводится прибором ИОН-1 (непрерывная запись по всему стволу скважины). Контрольные замеры на глубине 90 м, 1100 м, 1300 м, 1500 м, 1700 м, 1900 м, 2100 м, 2300 м, 2500 м, 2800 м и при ОК.
Стандартный каротаж и ПС применяются для литологического расчленения разреза скважины, выделения коллекторов и оценки их пористости, определения минерализации пластовой воды.
Микробоковой каротаж - для выделения коллекторов, точности определения границ пластов, оценки удельного сопротивления раствора.
Боковой каротаж применяется для детального расчленения разреза скважины, определения пористости и проницаемости пород.
Кавернометрия - используется для определения истинного диаметра скважины, определения затрубного пространства, определения участков пакерования.
Инклинометрия - служит для определения направления движения ствола скважины в плоскости и пространстве.
Гамма - гамма цементометрия показывает степень замещения бурового раствора цементным раствором, характер заполнения кольцевого пространства.
АКЦ - показывает качество сцепления цементного камня с обсадной колонной.
|
|
|
Скачать 161.94 Kb.