Применение роторной управляемой системы на скважине месторождения Thien Nga
Геолого-литологическая характеристика месторождения Thien Nga. Строительство наклонно-направленных скважин, отработка методик проектирования и корректирования их траектории. Профилактические мероприятия по предотвращению аварий с забойными двигателями.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 01.12.2017 |
| Размер файла | 5,1 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА
Факультет Разработки нефтяных и газовых месторождений
Кафедра Бурения нефтяных и газовых скважин
Направление 21.03.01 Нефтегазовое дело
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
на тему «Применение роторной управляемой системы на скважине месторождения Thien Nga (Лебедь)»
Руководитель работы
Старший преподаватель, к.т.н. Архипов А.И.
Консультант по разделу
Безопасность проектных решений
Профессор, д.т.н. Балаба В.И.
Москва 2017
ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНУЮ РАБОТУ
Студент Кемпф Валерий Константинович
(фамилия, имя, отчество)
Тема дипломной работы:
«Применение роторной управляемой системы на скважине месторождения Thien Nga(Лебедь)»
Время выполнения работы с 02.2017 по 05.2017.
Руководитель дипломной работы Архипов А.И., старший преподаватель, к.т.н., кафедра БНиГС РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
(фамилия, инициалы, должность, степень, место работы)
Тема выпускной работы и руководитель утверждены
приказом № 1417-у от «14» ноября 2016 г.
Консультант по разделу Безопасность проектных решений
Балаба В.И., проф., д.т.н., кафедра БНиГС РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
(фамилия, инициалы, должность, степень, место работы)
Место выполнения работы г. Москва, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
Заведующий
кафедрой Оганов А.С. «___» ____________ 2017 г.
Задание принял к исполнению « » 2017 г.
1. Содержание задания
1) Общие сведения
2) Геолого-литологическая характеристика месторождения Thien Nga(Лебедь)
3) Совмещённый график индексов давления
4) Обоснование конструкции скважины
5) Расчёт профиля скважины
6) Сравнение показателей бурения КНБК с РУС и ВЗД на месторождении Thien Nga(Лебедь). Обзор моторизованных управляемых систем
7) Безопасность проектных решений. Безопасное выполнение работ при ликвидации аварий с ВЗД
2. Исходные данные к работе
Рабочий проект №412 на строительство многоствольной скважины 12/11-TN-3X на структуре Thien Nga (Лебедь)
Блока 12/11 шельфа СРВ
3. Перечень графического материала: совмещенный график давлений,конструкция скважины, профиль скважины
4. Задание и исходные данные по разделу «Безопасность проектных решений Рассмотреть следующий вопрос: Безопасное выполнение работ при ликвидации аварий с ВЗД
Подпись консультанта
Рекомендуемая исходная литература:
1) “Совершенствование технологического процесса углубления скважины”, Е.Г. Леонов, С.Л. Симонянц, Учебное пособие, 2014.
2) «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». - Москва, Недра, 2006.
Подпись руководителя выпускной работы
Календарный график по разделам дипломной работы
№ п/п
Перечень разделов работы
Срок выполнения
Отметки о выполнении
АННОТАЦИЯ
Кемпф В.К. Дипломная работа бакалавра: «Применение роторной управляемой системы на скважине месторождения Thien Nga(Лебедь)». 2017 г. 93 стр., таблиц 32, рисунков 20. Архипов А.И., старший преподаватель. Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин.
Построен график совмещенных давлений, спроектирована конструкция скважины и её профиль для месторождения Thien Nga(Лебедь). Произведен расчет графика совмещённых давлений, конструкции.
В работе проведены расчёты для сравнения показателей бурения КНБК с РУС и ВЗД, проанализирована технология применения моторизованной РУС, ее экономическая и технологическая эффективность, безопасность, даны рекомендации по выполнению работ при ликвидации аварий с ВЗД.
ВВЕДЕНИЕ
Увеличение объемов добычи углеводородов связано с вводом в эксплуатацию новых площадей, а также доразработкой ранее открытых месторождений. Решение этих задач невозможно без строительства наклонно-направленных скважин, отработки методик проектирования и корректирования их траектории, совершенствования техники и технологии направленного бурения. При проектировании скважин все чаще закладывают сложные траектории для вскрытия удаленных объектов, разработки нескольких залежей из одной скважиной, проникновения вглубь пласта. Сложность бурения подобных скважин компенсируется повышенной эффективностью извлечения углеводородов из них за счет увеличенной площади контакта с продуктивным пластом. Последние десятилетия в большинстве случаев используется искусственное искривление с помощью управляемого двигателя, которое вполне удовлетворяет требованиям заказчика. скважина месторождение забойный двигатель
Одной из перспективных технологий в наклонно-направленном бурении на сегодняшний день является применение роторных управляемых систем (РУС). Их использование значительно упрощает проводку скважин сложной траектории, в том числе с протяженным горизонтальным участком.
В данной работе выделены ключевые параметры сравнения этих двух методов на примере скважины месторождения Thien Nga (Лебедь).
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
1.1 Основные проектные данные
Таблица 1.1
|
Наименование данных |
Значение (величина) |
|
|
1. Номер района строительства скважины (или морской район) |
Южный шельф СРВ, Южно-Коншонский бассейн (ЮКБ), блок 12/11 |
|
|
2. Номер скважины, строящейся по данному проекту |
12/11-TN-ЗХ (горизонтальный ствол ГС-1) |
|
|
3. Площадь (месторождение) |
Thien Nga (Лебедь) |
|
|
4. Расположение (суша, море) |
Море |
|
|
5. Глубина моря на точке бурения, м |
81 |
|
|
6. Цель бурения и назначение скважины |
Подтверждение запасов газа. |
|
|
7. Назначение скважины |
Оценочная |
|
|
8. Проектный горизонт |
Свита КАУ, верхний олигоцен (Р32) |
|
|
9. Проектная глубина, м |
||
|
- по вертикали |
3872 м |
|
|
- по стволу |
5457 м |
|
|
10. Число объектов испытания |
||
|
- в колонне |
1 |
|
|
- в открытом стволе |
- |
|
|
12. Тип профиля |
Многоинтервальный |
|
|
13. Азимут бурения (от устья) на ТВП, град |
270,3 |
|
|
14. Максимальный зенитный угол, град |
89 |
|
|
15. Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град/10 м |
0,7 |
|
|
16. Глубина по вертикали кровли продуктивного (базисного) пласта, м |
3947 |
|
|
17. Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта, м |
936 |
|
|
18. Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта от проектного положения (радиус круга допуска), м |
50 м |
|
|
19. Металлоемкость конструкции, кг/м |
142,6 |
|
|
20. Способ бурения |
роторный |
|
|
21. Вид привода |
ДВС |
|
|
22. Вид монтажа (первичный, повторный) |
- |
|
|
23. Тип буровой установки, вышки |
СПБУ «Мурманская», башенного типа |
|
|
24. Наличие дополнительного оборудования |
Верхний силовой привод |
|
|
25. Максимальная масса колонны, т |
||
|
- обсадной |
300,8 |
|
|
- бурильной |
212,3 |
|
|
- суммарная (при спуске секциями) |
198,1 |
|
|
26. Тип установки для испытания (освоения) горизонтальных стволов |
СПБУ «Мурманская» +установка с ГНКТ с возможностью кислотной обработки |
|
|
27. Способ вызова притока |
Снижение уровня жидкости при помощи ГНКТ |
|
|
28. Продолжительность строительства в сутках всего |
||
|
Общая продолжительность |
59 |
|
|
Бурение и крепление |
42 |
|
|
Испытание в колонне 178мм |
9 |
|
|
Кислотная обработка |
2 |
|
|
Консервация скважины и снятие СПБУ |
6 |
|
|
29. Проектная скорость бурения (м/ст.-мес.) |
1841 |
1.2 Общие сведения о конструкции скважины
Таблица 1.2 Данные для расчёта траектории в продуктивном горизонте
|
Вертикальная глубина, м |
Глубина по стволу, м |
Зенитный угол, град. |
Смещение от устья, м |
Азимут смещения, град. |
|
|
Горизонтальный ствол №1 (Забой) |
|||||
|
4004 |
5457 |
89,0 |
1919 |
257,43 |
Таблица 1.3 Общие сведения о конструкции скважины с горизонтальным стволом № 1
|
Название колонны |
Диаметр, мм |
Интервал спуска, м |
Высота подъёма цемента по стволу |
||||
|
по вертикали |
по стволу |
||||||
|
от (верх) |
до (низ) |
от (верх) |
до (низ) |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
Направление |
762 |
0 |
168 |
0 |
168 |
111 |
|
|
Кондуктор |
508 |
0 |
507 |
0 |
507 |
111 |
|
|
Промежуточная |
340 |
0 |
2880 |
0 |
2880 |
111 |
|
|
Эксплуатационная (срезка ГС-1 с 2900 м) |
245 |
0 |
3872 |
0 |
4168 |
2380 |
|
|
Хвостовик |
139,7 |
3742 |
4004 |
3913 |
5457 |
Не цементируется с противопесочным фильтром +9 водонабухающих заколонных пакеров |
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Многоствольная оценочная скважина № 12/11-TN-3X на структуре Thien Nga (Лебедь) блока 12/11 проектируются с целью подтверждения размеров залежи и запасов газа и для уточнения положения ГВК.
Проектный горизонт - UCS2 (свита КАУ верхнего олигоцена (P32)
Кровля продуктивного пласта UCS2:
Горизонтальный ствол № 1 - 3974 м (TVD);
Проектная глубина скважины:
Горизонтальный ствол № 1 - 4004 м (TVD)/5457 м (MD);
Альтитуда стола ротора - 30 м.
Рисунок 2.1_ Схематический разрез пласта UCS2 вдоль ГС №1
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
Литологическое описание пород дано в виде краткой обобщенной характеристики выделяемого стратиграфического подразделения. Стратиграфический разрез скважин приводится в таблице 2.1, литологическая характеристика разреза скважин приводится в таблице 2.2, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважин приводятся в таблице 2.3.
В таблицах приведены глубины пилотного ствола.
Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов
Таблица 2.1
|
Глубина залегания, м (TVDSS) |
Стратиграфическое подразделение |
Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град. |
Коэффициент кавернозности в интервале |
||||
|
от (кровля) |
до (подошва) |
название |
индекс |
угол |
азимут |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
0 |
81 |
Уровень моря + Морское дно |
- |
0 |
- |
||
|
81 |
895 |
Плиоцен+Четвертичная |
N2+Q |
0,5-1 |
100 |
1,32-1,35 |
|
|
895 |
1467 |
Верхний Миоцен |
N13 |
0,71-1,4 |
18 |
1,26-1,29 |
|
|
1467 |
2548 |
Средний Миоцен |
N12 |
0,73-1,45 |
263 |
1,23-1,26 |
|
|
2548 |
3842 |
Нижний Миоцен |
N11 |
0,55-1,2 |
30 |
1,21-1,25 |
|
|
3842 |
3974 |
Верхний Олигоцен |
P32 |
4,9-8 |
115 |
1,17-1,22 |
Таблица 2.2 Литологическая характеристика разреза скважин
|
Индекс страти- графи- ческого подраз- деления |
Интервал, м (TVDSS) |
Горная порода |
Стандартное описание: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.) |
|||
|
от (верх) |
до (низ) |
Краткое название |
% в интер- вале |
|||
|
N2+Q |
81 |
895 |
глины |
62 |
Чередование глин c рыхлыми крупнозернистыми песками (иногда песчаниками). Встречаются тонкие прослои алевролитов Обилие органического вещества и окаменелостей. |
|
|
песок |
38 |
|||||
|
N13 |
895 |
1467 |
глины |
68 |
Чередование кварцевых песков/песчаников с глинами и глинистыми алевролитами. Обилие органического вещества и окаменелостей. |
|
|
песчаники |
32 |
|||||
|
N12 |
1467 |
2548 |
песчаники |
30 |
Чередование глин, песчаников (иногда песками) и глинистыми алевролитами. В верхней и нижней части разреза - пласты известняков. |
|
|
известняки |
8 |
|||||
|
алевролиты |
10 |
|||||
|
глины |
52 |
|||||
|
N11 |
2548 |
3842 |
песчаники |
19 |
Чередование глин, алевролитов, песчаников. Встречаются прослои лигнитовых углей. |
|
|
алевролиты/ |
79 |
|||||
|
глины |
||||||
|
уголь |
2 |
|||||
|
P32 |
3842 |
3974 |
песчаники |
18 |
Чередование глин, песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями углей. В нижней части встречаются пласты эффузивных пород. |
|
|
алевролиты/ глины/ аргиллиты |
78 |
|||||
|
уголь |
2 |
|||||
|
эффузивы |
2 |
Таблица 2.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
|
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал, м (TVDSS) |
Краткое название горной породы |
Плотность, кг/м3 |
Пористость, % |
Проницаемость, 10-15м2 |
Глинистость, % |
Карбонатность, % |
Соленосность, % |
Сплошность породы |
Твердость, МПа |
Расслоенность породы |
Абразивность |
Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.) |
Коэффициент Пуассона |
Модуль Юнга, Мпа |
Гидратационное разуплотнение (набухание) породы |
||
|
от (верх) |
до (низ) |
|||||||||||||||||
|
N2+Q |
81 |
895 |
песок |
2430 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
100 |
н.д. |
н.д. |
мягкая |
0.35 |
4800 |
нет |
|
|
глина |
2670 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
100 |
н.д. |
н.д. |
мягкая |
0.35 |
1900 |
да |
||||||
|
N13 |
895 |
1467 |
глина |
2670 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
100 |
н.д. |
н.д. |
мягкая |
0.35 |
1900 |
да |
|
|
песчаник |
2600 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
1200 |
н.д. |
н.д. |
средняя |
0.35 |
4800 |
нет |
||||||
|
N12 |
1467 |
2548 |
глина |
2430 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
100 |
н.д. |
н.д. |
мягкая |
0.35 |
4800 |
да |
|
|
алевролит |
2590 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
1200 |
н.д. |
н.д. |
твердая |
0.42 |
2000 |
нет |
||||||
|
известняк |
2740 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
2000 |
н.д. |
н.д. |
твердая |
0,42 |
6100 |
нет |
||||||
|
песчаник |
2600 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
1500 |
н.д. |
н.д. |
твердая |
0.42 |
4800 |
нет |
||||||
|
N11 |
2548 |
3842 |
глина |
2670 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
250 |
н.д. |
н.д. |
мягкая |
0.35 |
1900 |
да |
|
|
алевролит |
2590 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
1200 |
н.д. |
н.д. |
твердая |
0.42 |
2000 |
нет |
||||||
|
песчаник |
2600 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
1500 |
н.д. |
н.д. |
твердая |
0.42 |
4800 |
нет |
||||||
|
уголь |
1500 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
мягкая |
н.д. |
н.д. |
да |
||||||
|
P32 |
3842 |
3974 |
песчаник |
2600 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
1500 |
н.д. |
н.д. |
средняя |
0,35 |
4800 |
нет |
|
|
глина |
2670 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
250 |
н.д. |
н.д. |
мягкая |
0,35 |
1900 |
да |
||||||
|
алевролит |
2590 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
1500 |
н.д. |
н.д. |
средняя |
0,35 |
2000 |
нет |
||||||
|
аргиллит |
2400 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
1000 |
н.д. |
н.д. |
средняя |
0,42 |
6100 |
нет |
||||||
|
уголь |
1500 |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
мягкая |
н.д. |
н.д. |
да |
Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
Сведения, освещающие нефтегазоводоносность проектного разреза скважин, приводятся в таблицах.
Достоверность данных определяется:
– степенью изученности месторождения;
– прогнозной оценкой, которая базируется на аналогии с соседними месторождениями;
– установленными общими закономерностями распределения нефтяных, газонефтяных и газовых залежей и водоносных горизонтов в разрезе на территории месторождений СП «Вьетсовпетро».
Размещено на http://www.allbest.ru/
Таблица 2.4 Нефтеносность
|
Индекс страти- графи- ческого подраз- деления (пласта) |
Интервал, м (TVDSS) |
Тип коллек- тора |
Плотность,кг/м3 |
Подвиж- ность, мкм2/мПас |
Содер- жание серы, % по весу |
Содер- жание пара- фина, % по весу |
Свобод- ный дебит, м3/сут |
Параметры растворенного газа |
|||||||
|
от (верх) |
до (низ) |
в плас- товых усло- виях |
после дегаза- ции |
газо- вый фактор, м3/т |
содер- жание серово- дорода, % |
содер- жание угле- кислого газа, % |
отно- ситель- ная по воз- духу плот- ность газа |
давле- ние насы- щения в пла- сто- вых усло- виях, Мпа |
|||||||
|
P32 |
3842 |
3974 |
пор.-трещ. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
Таблица 2.5 Газоносность
|
Индекс страти- графи- ческого подраз- деления |
Интервал, м (TVDSS) |
Тип коллектора |
Состояние (газ, газоконденсат) |
Содержание, % по объему |
Относительная по воздуху плотность газа |
Коэффи-циент сжима-емости |
Сво-бодный дебит, м3/сут |
Плотность газоконденсата, г/см3 |
Фазовая проница-емость |
||||
|
от (верх) |
до (низ) |
серово-дорода |
угле- кислого газа |
в пласто-вых условиях |
на устье скважины |
||||||||
|
P32 |
3842 |
3974 |
пор.-трещ. |
газ/ газокон-денсат |
0 |
1,11-3,75 |
0,666-0,684 |
0,924 |
500-800 |
- |
0,78-0,8 |
- |
Таблица 2.6 Водоносность
|
Индекс стра- тигра- фичес- кого под- разде- ления |
Интервал, м (TVDSS) |
Тип коллектора |
Плот- ность, г/см3 |
Свобод- ный дебит, м3/сут |
Фазовая прони- цае- мость, мкм2 |
Химический состав воды, мг-экв/л |
Степень минера- лизации, 10-3 кг-экв/м3 |
Тип воды по Сулину |
Отно- сится к источ- нику водо- снабже- ния (да, нет) |
|||||||
|
от (верх) |
до (низ) |
анионы |
катионы |
|||||||||||||
|
CI- |
SO4-- |
HCO3- |
Na+ |
Mg++ |
Ca++ |
|||||||||||
|
P32 |
3842 |
3974 |
пор.-трещ. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
н.д. |
нет |
Таблица 2.7 Давление и температура по разрезу скважин
|
Индекс стратиграфи- ческого подраз- деления |
Интервал, м (TVDSS) |
Градиент давления |
Температура в конце интервала |
|||||||||||
|
от (верх) |
до (низ) |
пластового |
гидроразрыва |
горного давления |
гр. С |
источ- ник полу- чения |
||||||||
|
МПа на м |
источ- ник полу- чения |
МПа на м |
источ- ник полу- чения |
МПа на м |
источ- ник полу- чения |
|||||||||
|
от (верх) |
до (низ) |
от (верх) |
до (низ) |
от (верх) |
до (низ) |
|||||||||
|
N2+Q |
81 |
895 |
0,0100 |
0,0100 |
РФЗ |
0,0156 |
0,0159 |
РФЗ |
0,0205 |
0,0210 |
РФЗ |
40 |
12W-TN-1X |
|
|
N13 |
895 |
1467 |
0,0100 |
0,0100 |
РФЗ |
0,0159 |
0,0159 |
РФЗ |
0,0210 |
0,0210 |
РФЗ |
65 |
12W-TN-1X |
|
|
N12 |
1467 |
2548 |
0,0100 |
0,0100 |
РФЗ |
0,0159 |
0,0159 |
РФЗ |
0,0210 |
0,0210 |
РФЗ |
96 |
12W-TN-1X |
|
|
N11 |
2548 |
3842 |
0,0100 |
0,0105 |
РФЗ |
0,0159 |
0,0169 |
РФЗ |
0,0210 |
0,0220 |
РФЗ |
135 |
12W-TN-1X |
|
|
P32 |
3842 |
3974 |
0,0100 |
0,0105 |
12W-TN-1X |
0,0165 |
0,0169 |
РФЗ |
0,0220 |
0,0225 |
РФЗ |
150 |
12W-TN-1X |
Возможные осложнения по разрезу скважин
Исходя из анализа геологических условий и опыта ранее бурившихся скважин в аналогичных геологических условиях, в таблицах приводятся возможные осложнения в разрезе проектируемых скважин.
Таблица 2.8 Поглощение бурового раствора
|
Индекс страти- графи- чекого подраз- деления |
Интервал, м (TVDSS) |
Макси- мальная интен- сивность погло- щения, м3/ч |
Расстоя- ние от устья до стати- ческого уровня при его макси- мальном снижении, м |
Имеется ли потеря циркуляции (да, нет) |
Градиент давления поглощения, кгс/см2м |
Условия возникновения |
Мероприятия по ликвидации последствий поглощения |
|||
|
от (верх) |
до (низ) |
при вскры- тии |
после изо- ляции |
|||||||
|
N12 |
1467 |
2548 |
- |
- |
да |
- |
Нарушение равновесия между пластовым и гидростатическим давлением |
Кольматация поглощающих интервалов, намыв инертных наполнителей, изоляция зон поглощения специальными тампонажными смесями. |
||
|
N11 |
2548 |
3842 |
- |
- |
да |
- |
||||
|
P32 |
3842 |
3974 |
- |
- |
да |
- |
- |
Таблица 2.9 Осыпи и обвалы стенок скважины
|
Индекс страти- графи- ческого подраз- деления |
Интервал, м (TVDSS) |
Буровые растворы, применявшиеся ранее |
Время начала осложне- ния, сут |
Условия возникновения |
Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.) |
||||
|
от (верх) |
до (низ) |
тип раствора |
плот- ность, г/см3 |
дополнительные данные пораствору, влияющие на устойчивость пород |
|||||
|
N12 |
1467 |
2548 |
- |
- |
- |
2-3 |
Снижение плотности и противодавления бурового раствора на стенки скважины. Ухудшение реологических характеристик по отношению к проектным. |
Проработка ствола скважины, промывка, регулирование свойств бурового раствора, приведение его в соответствие с проектом, крепление обсадными колоннами |
|
|
N11 |
2548 |
3842 |
- |
- |
- |
2-3 |
|||
|
P32 |
3842 |
3974 |
- |
- |
- |
1-3 |
Таблица 2.10 Нефтегазоводопроявления
|
Индекс страти- графи- ческого подраз- деления |
Интервал, м (TVDSS) |
Вид прояв- ляемого флюида (вода, нефть, конден- сат, газ) |
Длина столба газа при ликви- дации газопро- явления, м |
Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3 |
Условия возникновения |
Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т.д.) |
Мероприятия по предупреждению и ликвидации НГВП |
|||
|
от (верх) |
до (низ) |
внутрен- него |
наруж- ного |
|||||||
|
P32 |
3978 |
3974 |
Газ/конденсат |
- |
- |
- |
Недостаточное противодавление на пласт, снижение уровня или плотности бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта, недолив скважины при подъеме бурильных труб. |
Увеличение водоотдачи бурового раствора, переливы бурового раствора на устье скважины, увеличение объема бурового раствора в приемных мерниках (в виде пленок нефти и пузырьков газа) |
1. Поддерживать плотность и другие параметры бурового раствора в соответствии с требованиями программ. 2. Запрещается отступление от проектной конструкции. 3. Оборудовать устье скважины противовыбросовым оборудованием. |
Таблица 2.11 Прихватоопасные зоны
|
Индекс страти- графи- ческого подраз- деления |
Интервал, м (TVDSS) |
Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальнико- образования и т.д) |
Раствор, при применении которого произошел прихват |
Наличие ограни- чений на оставление инстру- мента без движения или промывки (да, нет) |
Условия возникновения |
Мероприятия по ликвидации последствий прихвата |
|||||
|
от (верх) |
до (низ) |
тип |
плот- ность, г/см3 |
водо- отдача, см3/30 мин |
смазы- вающие добавки |
||||||
|
N12 |
1467 |
2548 |
Заклинка, от перепада давления |
- |
- |
- |
- |
да |
Несоблюдение регламентированных показателей промывки скважины и параметров бурового раствора. Наличие поглощающих проницаемых пород. Падение с поверхности в скважину посторонних предметов. |
Механические методы: Расхаживание, механические удары (ясс). Химические методы: установка нефтяных или кислотных ванн. |
|
|
N11 |
2548 |
3842 |
- |
- |
- |
- |
да |
||||
|
P32 |
3842 |
3974 |
От перепада давления |
- |
- |
- |
- |
да |
Размещено на http://www.allbest.ru/
Исследовательские работы
Виды и объемы исследовательских работ определяются целевым назначением проектируемой скважины. уточняются в зависимости от степени изученности месторождения. Сведения об исследовательских работах приводятся в таблицах (Таблица 4.15).
Таблица 2.12 Геофизические исследования
|
Наименование исследований |
Масштаб записи |
Замеры и отборы производятся |
Скважинная аппаратура и приборы |
Промыслово-геофизическая партия |
Номер табл.СНВ на ПГИ |
|||||
|
Длина по стволу м |
в интервале, м |
тип |
группа сложности |
название |
дежурство на буровой |
|||||
|
от (верх) |
до (низ) |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
Эксплуатационная колонна 245 мм** |
||||||||||
|
ГТИ |
1369 |
2880 |
4168 |
Станция ГТИ |
да |
|||||
|
ГК, ИК (2-3 зонда), ННК-Т, ГГК-П |
1:500 |
1369 |
2880 |
4168 |
LWD |
|||||
|
Инклинометрия |
1369 |
2880 |
4168 |
LWD |
||||||
|
Горизонтальный ствол №1хвостовик 178 мм |
||||||||||
|
ГТИ |
1289 |
4168 |
5457 |
Станция ГТИ |
да |
|||||
|
Индукционный каротаж (3-5 зондов) |
1289 |
4168 |
5457 |
LWD |
||||||
|
Наддолотный датчик ГК |
1289 |
4168 |
5457 |
LWD |
||||||
|
ГК, ННКт |
1289 |
4168 |
5457 |
LWD |
||||||
|
Инклинометрия |
1289 |
4168 |
5457 |
LWD |
||||||
|
ГГК-П интегральный и азимутальные (имиджи) |
1289 |
4168 |
5457 |
LWD |
||||||
|
Картограф границ пласта (инверсия индукционного каротажа) (Periscope, AziTrack или аналоги) |
1289 |
4168 |
5457 |
LWD |
Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоение скважины, сведения по эксплуатации
Таблица 2.13 Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонны
|
Индекс страти- графи- ческого подраз- деления |
Номер объ- екта (снизу вверх) |
Интервал залегания объекта, м (TVDSS) |
Интервал установки цементного моста, м (TVDSS) |
Тип конструк- ции продук- тивного забоя: открытый забой, фильтр, цемент, колонна |
Тип установки для испытания (освоения): передвижная стационарная |
Пласт Фон- тани- рую- щий (да, нет) |
Количество режимов (штуцеров), шт. |
Диа-метр шту-церов, мм |
Последователь- ный перечень операций вызова притока или освоения нагнетательной скважины |
Опорожнение колонны при испытании (освоении) |
||||
|
от (верх) |
до (низ) |
от (верх) |
до (низ) |
Макси-мальное снижение уровня, |
Плот-ность жид-кости, г/см3 |
|||||||||
|
P32 |
1 |
3917 |
3974 |
- |
- |
фильтр |
Передвижного типа |
да |
1-3 |
3-18 |
СКВ, СКО (селективные), вызов притока компрессированием, ГДИ |
- |
- |
Таблица 2.14 Интенсификация пластового флюида
|
Номер объекта |
Название процесса: соляно-кислотная обработка, установка кислотной ванны и другие операции, выполняемые по местным нормам |
Количество операций, установок, импульсов, спусков перфоратора |
Плот- ность жид- кости в ко- лонне, г/см3 |
Давле- ние на устье, кгс/см2 |
Темпера- тура закачива- емой жидкости, єС |
Глубина установки пакера, м |
Мощность Перфо- рации, м |
Типораз-мер перфоратра |
Количество отверстий на I м, шт. |
Количество одно- време- нно спуска- емых зарядов, шт. |
Местные нормы времени, сут. |
|
|
1 |
СКВ, СКО |
1 |
1,05 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
Таблица 2.15 Сведения об осложнениях по пробуренным скважинам аналогам
|
Номер сква- жины |
Площадь (месторождение) |
Интервал осложнения, м |
Индекс страти- графи- ческого подразделения |
Вид осложнения |
Условия возникновения (тип и параметры бурового раствора глубина спуска предыдущей колонны, диаметр ствола и т.д.) |
||
|
от (верх) |
до (низ) |
||||||
|
12-А-1Х |
Блок 12/11 |
2100 |
2110 |
N12 |
Песчаник, содержание газа - 11% |
||
|
12-А-1Х |
Блок 12/11 |
2372 |
2380 |
N12 |
Песчаник, содержание газа - 11% |
||
|
12-А-1Х |
Блок 12/11 |
2380 |
2410 |
N12 |
Поглощение 10 м3 |
||
|
12-В-1Х |
Блок 12/11 |
1431 |
1463 |
N13 |
Поглощение 90 м3 |
||
|
12-В-1Х |
Блок 12/11 |
1523 |
1591 |
N13 |
Поглощение 111 м3 |
||
|
12-В-1Х |
Блок 12/11 |
1591 |
1788 |
N13+ N12 |
Поглощение 170 м3 |
||
|
12-В-1Х |
Блок 12/11 |
2295 |
2317 |
N12 |
Алевролитовые глины, содержание газа - 35% |
||
|
12-В-1Х |
Блок 12/11 |
3130 |
3150 |
N11 |
Песчаник, содержание газа - 23% |
||
|
12-В-1Х |
Блок 12/11 |
3706 |
3710 |
P32 |
Алевролитовые глины, содержание газа - 29% |
Размещено на http://www.allbest.ru/
3. СОВМЕЩЁННЫЙ ГРАФИК ИНДЕКСОВ ДАВЛЕНИЙ
Относительная плотность бурового раствора определяется в соответствие с [1] по формуле .
Коэффициент аномальности Кa берем на основании таблицы для соответствующих интервалов. Также по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности коэффициент запаса Кз для глубин 0-1200м равен kз=1,1, а для глубин свыше 1200 м равен Кз=1,05. При этом, превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением должно быть не больше 1,5 МПа для интервалов 0-1200 м, а для интервалов свыше 1200 м не больше 3 МПа.
Следовательно, для интервалов 0-1200 м рассчитывается по формуле
- условие выполняется.
Для интервалов 1200-4004 м, коэффициент запаса Кз=1,05.
Следовательно, рассчитывается по формуле:
-условие выполняется.
Для интервала 3842-4004 м рассчитыва...
Подобные документы
Геолого-физическая характеристика Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения. Литолого-стратиграфические свойства разреза. Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления. Газогидродинамические исследования скважин сеноманской залежи.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 31.03.2015Проект на бурение дополнительного ствола скважины № 5324 куста № 519б Нивагальского месторождения. Мероприятия по предупреждению аварий и осложнений при строительстве боковых стволов. Геологическая характеристика месторождения, конструкция скважины.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 06.04.2014Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 28.04.2015Сведения и геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Режим работы нефтесборных сетей месторождения. Проектирование трубопроводов системы сбора. Расчет экономической эффективности проекта.
дипломная работа [361,1 K], добавлен 11.03.2012История освоения Приобского нефтяного месторождения. Геологическая характеристика: продуктивные пласты, водоносные комплексы. Динамика показателей разработки и фонда скважин. Подбор установки электрического центробежного насоса. Расчет капитальных затрат.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 26.02.2015Геолого-физическая и литолого-стратиграфическая характеристика Туймазинского месторождения. Описание продуктивных горизонтов. Строительство буровой вышки. Автоматизированные групповые замерные установки "Спутник". Лабораторные исследования нефти.
отчет по практике [2,3 M], добавлен 13.10.2015Литолого-стратиграфическая характеристика Илькинского месторождения. Анализ показателей разработки пластовых жидкостей и газов. Применение установок электроцентробежных насосов для эксплуатации скважин. Расчет экономической эффективности предприятия.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 17.06.2017Характеристика района работ и история освоения Хохряковского месторождения. Свойства и состав нефти и нефтяного газа . Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения. Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации.
дипломная работа [8,7 M], добавлен 03.09.2010Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Возможные осложнения при строительстве скважины. Особенности геофизических работ в скважине, проектирование ее конструкции. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины. Выбор способа бурения.
курсовая работа [618,1 K], добавлен 28.12.2014Гидрогеологические и гидрологические условия района месторождения. Расчистка полигона от растительности и валунов. Строительство автотракторных дорог. Системы водоснабжения насосных станций. Проходка руслоотводного канала. Расчет емкости хвостохpанилищ.
дипломная работа [1015,4 K], добавлен 24.05.2015Повышение нефтеотдачи пластов: характеристика геолого-технических мероприятий; тектоника и стратиграфия месторождения. Условия проведения кислотных обработок; анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО "ТНК-Нижневартовск".
курсовая работа [2,9 M], добавлен 14.04.2011Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения. Литологическая характеристика разреза скважины. Регулирование свойств буровых растворов. Расчет гидравлической программы бурения. Выбор породоразрушающего инструмента, промывочной жидкости.
курсовая работа [78,3 K], добавлен 07.04.2016Совершенствование методов увеличения нефтеотдачи пластов в Республике Татарстан. Характеристика фонда скважин Ерсубайкинского месторождения. Анализ динамики работы участка при использовании технологии закачки низкоконцентрированного полимерного состава.
дипломная работа [6,5 M], добавлен 07.06.2017Геолого-геофизическая, литолого-стратиграфическая характеристика и нефтеносность месторождения. Проектирование режимов способа бурения скважины. Разработка гидравлической программы проводки скважины. Расчет затрат на бурение и сметной стоимости проекта.
дипломная работа [3,3 M], добавлен 11.06.2015История открытия месторождения Тенгиз. Определение эффективности использования гидродинамических исследований скважин на месторождении. Экономические показатели внедрения. Минимизация объемов и экологической опасности отходов производства и потребления.
дипломная работа [748,1 K], добавлен 29.04.2013Характеристика Киняминского месторождения. Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации. Технологии воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Оценка капитальных вложений.
курсовая работа [264,4 K], добавлен 21.01.2014Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения. Анализ состояния скважины, расчеты процесса освоения, условий фонтанирования на начальных и текущих стадиях. Техническое обоснование оборудования и способа эксплуатации.
курсовая работа [547,0 K], добавлен 06.01.2011Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки Лянторского месторождения. Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин. Характеристика призабойной зоны пласта. Условия фонтанирования скважины и давления в колоннах.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 06.01.2011Характеристика месторождения Акшабулак Восточный. Необходимость обеспечения заданного отбора нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Выбор способа механизированной добычи нефти.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 19.09.2014Анализ геологических запасов, орогидрологическая и экономическая характеристика Северо-Лабатьюганского района. История проектирования и состояние разработки месторождения. Внедрение перевернутых насосов на нагнетательные скважины с низкой приемистостью.
отчет по практике [1,3 M], добавлен 05.02.2016
