Курсовая работа: Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади
Расчетная часть проекта
4. Охрана труда, природы и недр.
4.1. Техника безопасности при бурении скважины.
4.2. Производственная санитария.
4.3. Меры по обеспечению пожарной безопасности.
4.4. Охрана окружающей среды.
3. Графическая часть проекта
Лист 1 Геолого-технологический наряд
Лист 2
Лист 3
Лист 4
Дата выдачи « » 20 г.
Срок окончания « » 20 г.
Преподаватель-руководитель
курсового проектирования /А.П. Доброхотов/
(Подпись)(И.О.Ф.)
ВВЕДЕНИЕ
Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и добыче нефти и газа.
Бурное развитие нефтяной промышленности началось в XX веке, когда стали широко применяться двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего и разнообразных смазочных масел. Особенно быстро начала развиваться мировая нефтегазовая промышленность с тех пор, как нефть и газ стали использовать в качестве сырья для химической промышленности. Нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального благосостояния народа. Поэтому темпам роста нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание. Важным фактором в увеличении добычи нефти является бурение скважин. Данный проект предусматривает проектирование строительства скважины на Озёрном месторождении. Озёрное месторождение расположено на территории заказника «Нижневишерский» вокруг памятника природы – озера Нюхти. ООО БКЕ «Евразия » разрабатывает это месторождение в сложных геологических условиях, требующих больших затрат на охрану окружающей среды.
2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ
Таблица 1
| Наименование | Значение (текст, название, величина) |
| Площадь (месторождение) | Озёрное |
Административное расположение: Республика Область (край) Район | Россия Пермский Красновишерский |
| Год ввода площади в бурение | 1977 |
Температура воздуха °С, среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя | – 0,2 + 36 – 45 |
| Среднегодовое количество осадков, мм | 633 |
| Максимальная глубина промерзания грунта, м | 1,7 |
| Продолжительность отопительного периода в году, сутки | 235 |
| Продолжительность зимнего периода в году, сутки. | 167 |
| Азимут преобладающего направления ветра, град. | 225-270 |
| Рельеф местности | Полого-всхолмленная равнина |
| Состояние местности - | Заболоченная |
Толщина, см - снежного покрова - почвенного слоя | 80 20 |
| Растительный покров | Смешанный лес |
| Категория грунта | Вторая |
| VІІ | Чередование известняков и аргиллитов | Известняки биоморфные | Известняки детритовые | Известняки биоморфные, Водорослевые, сгустковые | Известняки окремленные с кальцитом | Известняки глинистые | Песчаники мелкозернистые, аргиллиты | Известняки рифогенные |
| VІ | Подольский горизонт | Каширский горизонт | Верейский горизонт | Башкирский ярус | Серпуховской ярус | Тульский горизонт (карб. отл.) | Тульский горизонт (терр. отл.) | Фаменский ярус |
| V | С2 рd | С2 ks | С2 vr | С2 b | С1 s + С1 v3 | С1 tl(К) | С1 tl(Т) | D3 fm |
| ІV | 1270 | 1320 | 1387 | 1445 | 1676 | 1715 | 1738 | 1852 |
| ІІІ | 1220 | 1270 | 1320 | 1387 | 1445 | 1676 | 1715 | 1738 |
| ІІ | 1258 | 1308 | 1375 | 1433 | 1663 | 1702 | 1725 | 1838 |
| І | 1208 | 1258 | 1308 | 1375 | 1433 | 1663 | 1702 | 1725 |
2.3 НЕФТЕНОСНОСТЬ Таблица 3 | Параметры растворенного газа | давление насыще-ния в пластовых условиях | 13,58 | 10,28 | ||
относи-тельная по воздуху плотность | 1,008 | 0,915 | ||||
содержание углекислого газа | 0,05 | 1,3 | ||||
содержание сероводорода | 0,42 | отс. | ||||
газовый фактор, м3 /т | 53,8 | 136,7 | ||||
Содержание парафина, по весу % | 2,71 | 3,94 | ||||
Содержание серы, по весу % | 0,89 | 0,62 | ||||
Подвижность, мкм2 /м Па∙с | 0,06 | 0,01 | ||||
Плотность, г/см3 | после дегазации | 0,839 | 0,836 | |||
в пластовых условиях | 0,804 | 0,727 | ||||
Тип коллектора | поровый | поровый | ||||
Интервал по стволу | низ | 1439 | 1849 | |||
| верх | 1393 | 1841 | ||||
| Индекс | С2 b | D3 fm | ||||
2.5 ГАЗОНОСНОСТЬ
Свободный газ отсутствует.
2.4 ВОДОНОСНОСТЬ Таблица 4 | Относится к источнику питьевого водоснабжения | нет | нет | нет | нет | |||
Тип воды хлоркальцие- вый | ХЛК | ХЛК | ХЛК | ХЛК | ||||
Общая минерали- зация, мг/л | 6537,04 | 5450,84 | 5515,36 | 8661,55 | ||||
| Химический состав воды в мг-экв/л | Катионы | Nа+ К+ | 2501,32 | 2160,55 | 1826,3 | 3136 | ||
Мg++ | 264,8 | 172,8 | 278,7 | 332 | ||||
Са++ | 502,4 | 392,07 | 652,59 | 863 | ||||
Анионы | НСО3 – | 3,2 | 4,39 | 7,0 | 3,4 | |||
SО4 –2 | 16,4 | 13,47 | 37,43 | 4,15 | ||||
Сl– | 3248,92 | 2707,56 | 2713,25 | 4323 | ||||
Плотность г/см3 | 1,128 | 1,108 | 1,145 | 1,177 | ||||
Тип коллектора | поровый | поровый | поровый | гранул. | ||||
Интервал, м | до (низ) | 1070 | 1387 | 1445 | 1738 | |||
от (верх) | 892 | 1320 | 1387 | 1715 | ||||
| Индекс | Р1 s + аs | С2 vr | С2 b | С1 tl | ||||
2.6 ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА В ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ Таблица 5 | Температура в конце интервала | Источник получения | РФЗ | РФЗ | |
| о С | +23 | +29,8 | |||
Пластовое давление, МПа | 13,58 | 13,5-16,0 | |||
| Интервал, м | До (низ) | 1445 | 1838 | ||
От (верх) | 1387 | 1823 | |||
Индекс стратиграфического подразделения | С2 b | D2 fm | |||
Совмещенный график давлений
| Глубина, м | Индекс стратиграфического подразделения | Давление, МПа | Характеристика давлений: пластового (порового) давления гидроразрыва пород | Глубина спуска колонны, м | Плотность БР, г/см3 | |
| Пластовое | Гидроразрыва |
| ||||
| 16 | Q | 14,6 13,5-16 | 1,5 11,1 14,8 18,2 21,1 21,9 23,4 |  | 1,08 | |
| 136 | Р2 u | 1,21 | ||||
| 326 | Р1 ir | |||||
| 546 | Р1 fl | 1,0 | ||||
| 613 | Р1 аr | |||||
| 736 | Р1 s+а(Т) | |||||
| 892 | Р1 s+аs(К) | |||||
| 1070 | Р1 s+аs | 1,12 - 1,14 | ||||
| 1160 | С3 | |||||
| 1220 | С2 mс | |||||
| 1270 | С2 рd | |||||
| 1320 | С2 ks | |||||
| 1387 | С2 vr | 1,14 | ||||
| 1445 | С2 b | |||||
| 1676 | С1 s+С1 v3 | |||||
| 1715 | С1 tl(К) | |||||
| 1738 | С1 tl(Т) | |||||
| 1852 | D3 fm | |||||
2.7 ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Таблица 6
| Замеры и отборы | ||||
Наименование исследований | Масштаб | на глубине, м | в интервале, м | |
| от | до | |||
| ПВП.ЦМЮ-12 | 1:500 | 160 | 0 | 160 |
| БКЗ, АК, РК, БК, ИК, МЗ, ПВП | 1:500 | 579 | 160 | 579 |
| АКЦ, ЦМ8-10 | 1:500 | 579 | 0 | 579 |
| БКЗ, БК, РК, ИК, КВ, АК | 1:200 | 1676 | 1376 | 1676 |
| БКЗ, БК, РК, ИК, КВ, АК | 1:200 | 1852 | 1738 | 1852 |
| КВ, М2 А0,5 В | 1:500 | 1676 | 579 | 1676 |
| КВ, М2 А0,5 В | 1:500 | 1852 | 1445 | 1852 |
| РК | 1:500 | 1852 | 0 | 1852 |
| АКЦ, СГДТ | 1:500 | 0 | 1852 | |
| АКЦ, СГДТ | 1:200 | 1376 | 1676 | |
| АКЦ, СГДТ | 1:200 | 1738 | 1852 | |
| ГК, ЛМ | 1:200 | 1738 | 1852 | |
| Инклинометрия: с т.з. через 5м | 60 | 579 | ||
| с т.з. через 10м | 0 579 | 60 1852 | ||
2.8 ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПО РАЗРЕЗУ СКВАЖИНЫ 2.8.1 ПОГЛОЩЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА Таблица 7 | Условия возникновения | 1. Наличие высокопроницаемых пород; 2. Превышение давления в скважине над пластовым: Н ≤ 1200 м Р ≥ 1,5 МПа; 1200 м < Н ≤ 2500 м Р ≥ 2,5 МПа | 2.8.2 ПРИХВАТООПАСНЫЕ ЗОНЫ В интервалах обвалообразований, поглощающих пластов и в нефтяных пластах с пониженным давлением. | ||||
Максимальная интенсивность поглощения, м3 /ч | Частичные | От частичных до полных | Частичные | Частичные | |||
| Интервал, м | До (низ) | 16 | 136 | 1676 | 1738 | ||
От (верх) | 0 | 16 | 1445 | 1715 | |||
Индекс стратиграфического подразделения | Q + Р2 u | Р2 u + Р1 ir | С1 s + С1 v3 | С1 t(К) + С1 t(Т) | |||
2.8.3 ОСЫПИ И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ
Таблица 8
Индекс стратиграфи- ческого подразделения | Интервал, м | Мероприятия по ликвидации последствий | |
От (верх) | До (низ) | ||
| Q + Р2 u | 0 | 16 | 1. Спуск направления, кондуктора. 2. Бурение с промывкой буровым 3. Проработка ствола в интервалах 4. Промывка. 5. Установка цементных мостов в |
| Р2 u | 16 | 136 | |
| С2 ks + С2 vr | 1320 | 1387 | |
| D3 fm | 1738 | 1852 | |
2.8.4 НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
Таблица 9
Индекс стратигра- фического подразде- ления | Интервал по стволу, м | Вид проявляемого флюида | Условия возникновения | Характер проявлений | |
| от (верх) | до (низ) | ||||
| С2 b | 1387 | 1445 | нефть | При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров заданного бурового раствора | Пленка нефти Пленка нефти Пленка нефти |
| С2 tl+D3 fm | 1760 | 1779 | нефть | ||
| D3 fm | 1779 | 1837 | нефть | ||
2.8.5 ПРОЧИЕ ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ
Таблица 10
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал по стволу, м | Вид осложнения | Условия возникновения | |
| от (верх) | до (низ) | |||
| Р1 s + а | 613 | 736 | Проявление Н2 S-вод | Понижение плотности раствора ниже проектной на 5% |
| С2 b + С1 s | 1445 | 1676 | ||
| С1 tl | 1676 | 1715 | ||
Опорожнение колонны при испытании | Плотность жидкости (г/см3 ) | 1,0 | |
Максимальное снижение уровня | 1274 | ||
Диаметр штуцера (мм) | 3,57 | ||
Количество режимов (штуцеров) для испытания (шт.) | 3 | ||
Пласт фонтани- рующий (да, нет) | да | ||
Тип установки для испытания (освоения) | передвижная | ||
Тип констру- кции продукти- вного забоя | цемент, колонна | ||
Интервал залегания объекта, м | До (низ) | 1838 | |
От (верх) | 1725 | ||
Номер объекта (снизу) | 1 | ||
Индекс стратигра- фического подразделе- ния | D3 fm | ||
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.
Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.
На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:
Направление – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения, цементируется до устья.
Кондуктор – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения, цементируется до устья.
Техническая колонна – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.
Эксплуатационная колонна – для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании, цементируется до устья. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м по ГОСТ 632-80.
Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну:
Dд.эк. = dм + 2δ = 0,188 + 2 × 0,012 = 0,212м,
где dм – диаметр муфты эксплуатационной колонны,δ – зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,02 м. из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.