Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении - Дипломная работа

Классификация долот PDC производства ОАО «Волгабурмаш».Согласно схемы районирования территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах одноименного нефтегазоносного района (НГР) Надым-Пурской нефтегазоносной области (НТО). Залежи углеводородов в данном районе выявлены в широком стратиграфическом диапазоне от средней юры до верхнего мела включительно. Всего на месторождениях Вынгапуровского района выявлено 61 залежь, из них 7 газовых в сеноманских отложениях, 5 газоконденсатных и 7 нефтегазоконденсатных в нижнемеловых, 42 нефтяных залежи в нижнемеловых и юрских отложениях. На Вынгапуровском месторождении поисково-разведочными скважинами разрез вскрыт до глубины 3422 м (скв.2). Наиболее крупные по величине запасов залежи на рассматриваемом месторождении приурочены к сеноманским отложениям (газовая залежь) и к горизонту БВ8 валанжинского возраста (нефтегазоконденсатная залежь).Сведения о районе проведения работ, источники и характеристики водо-и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов в таблице 1. Таблица 1 - Сведения о районе проведения работ Месторождение Вынгапуровское Административное положение: Республика Область (округ) Район Российская федерация Тюменская (Ямало-Ненецкий) Нефтеюганский Максимальная глубина промерзания грунта, м 2-3 Сведение о площадке строительства и подъездных путях: - рельеф местности; - состояние грунта; - толщина снежного покрова, м; - характер растительного покрова Равнинный слабо всхолмленный; Торфяно-болотистые, суглинки, глины, пески, супеси; 1; Сосново-березовый смешанный лес, в поймах рек - тальникВ таблице 2 приводятся стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины.Во время бурения могут возникнуть осложнения связанные как с естественными причинами, так и с нарушением технологии бурения.В таблице 13 приводится характеристика вскрываемых пластов на основе исследований.Данные по освоению скважины в эксплуатационной колонне и работы по перфорации эксплуатационной колонне и данные по эксплуатационным объектам приводятся в таблицах 15, 16 и 17 соответственно.Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м Имеется ли потеря циркуляции (да, нет) Градиент давления поглощения, (МПА/м)?102 Условия возникновения от (верх) до (низ) при вскрытии после изоляционных работ Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Буровые растворы, применявшиеся ранее Время до начала осложнения, сут Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.) от (верх) до (низ) Тип раствора Плотность, кг/м3 Дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость К2 - К1 1160 2050 Вода - 1,0 1,01 Снижение гидростатического давления в скважине изза:-недолива жидкости;-подъема инструмента с “сальником”;-снижение плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины-разбавление бурового раствора,-перелив бурового раствора на устье,-пузырьки газа. Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальникообразования и т.д.) Раствор, при применении которого произошел прихват Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (ДА, НЕТ) Условия возникновения от (верх) до (низ) тип плотность, кг/м3 водоотдача, см3/30мин смазывающие добавки (название) Номер объекта Плотность жидкости в колонне, кг/м3 Пластовое давление на период поздней эксплуатации, МПА Максимальный динамический уровень при эксплуатации, м Установившаяся при эксплуатации температура, 0С Данные по объекту, содержащему свободный газ Заданный коэффициент запаса прочности в фильтровой зоне на период ввода в эксплуатацию на период поздней эксплуатации в колонне на устье скважины в эксплуатационном объекте длина столба газа по вертикали, м коэффициент сжимаемости газа в стволе скважиныТочка заложения проектной скважины определяется согласно проекту на разработку Вынгапуровского месторождения. Глубина скважины Нскв, м рассчитывается по формулеНа Вынгапуровском месторождении используется буровая установка Бу-3000ЭУК-1М. На буровой установке используется следующее оборудование: тип редуктора РН-650, талевый блок УТБА-5-200, тип насосов УНБ-600, двигатель для насосов СМБО-630, превентор ОП5-230/80?35. Ствол скважины крепится тремя обсадными колоннами: кондуктором, эксплуатационной, хвостовиком. Бурение под кондуктор ведется турбобуром Т 12 РТ-240, долотами III295,3 С-ГНУ-R58 или БИТ295,3ВТ-419НР, под бурение эксплуатационной колонны применяются долота БИТ220,7 ВТ613НР.02, БИТ220,7 FD368МН-А80-05, БИТ2-220,7В813УН.40 ротор и двигатель ДРУ-172РС, хвостовик бурится долотами III-146СЗ-ГАУ-R296 или БИТ-146В613УН.30, применяемый двигатель ДРУ-127 и ротор. Число интервалов несовместимых по условиям бурения определяю

Содержание

Аннотация

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Тектоника

1.2 Орогидрография района работ

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

1.4 Нефтегазоводоносность

1.5 Возможные осложнения при бурении

1.6 Исследовательские работы в скважине

1.7 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины; сведения по эксплуатации

1.8 Промыслово-геофизические исследования

2. Техническая часть

2.1 Обоснование точки заложения скважины

2.2 Состояние техники и технологии бурения скважин на месторождении

2.3 Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика изменения градиентов давлений

2.4 Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины и дополнительных стволов

2.5 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины при бурении основного ствола

2.6 Анализ физико-механических свойств горных пород.

2.7 Разделение геологического разреза на интервалы условно одинаковой буримости

2.8 Выбор способа бурения

2.9 Анализ и выбор эффективных типов породоразрушающих инструментов и схемы их промывки

2.10 Проектирование режима бурения

2.11 Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны

2.12 Выбор забойных двигателей по интервалам бурения

2.13 Расчет диаметра насадок долота

2.14 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости

2.15 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам, расчет потребного количества компонентов бурового раствора при бурении основного ствола

2.16 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора

2.17 Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам

2.18 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов

2.19 Расчет обсадных колонн на прочность

2.20 Оборудование устья (способы подвески колонн, установка противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры, расчет усилия натяжения колонны)

2.21 Технологическая оснастка обсадных колонн

2.22 Спуск обсадных колонн

2.23 Обоснование способа цементирования обсадных труб

2.24 Обоснование технологических параметров процесса цементирования обсадных колонн

2.25 Обоснование способа вызова притока нефти и газа

2.26 Расчет нагрузки на крюке. Выбор буровой установки

2.27 Геолого-технический наряд

3. Специальная часть - Анализ применения долот типа PDC производства ОАО «Волгабурмаш» при строительстве наклонно-направленных скважин на Вынгапуровском месторождении

3.1. Классификация долот PDC производства ОАО «Волгабурмаш».

3.2. Особенности конструкции и технические данные долот типа FD

3.3 Анализ применения алмазных долот при бурении интервала под эксплуатационную колонну.