Технология бурения скважин нефтяных


Технология бурения нефтяных и газовых скважин

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

Федеральное Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ ТЕХНИКУМ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по МДК 01.01.

Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Выполнил студент

специальности 131003

Бурение нефтяных и газовых скважин

группы гНБ-11-1

Оглоблин В.И.

Иркутск 2015

Министерство образования и науки РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Иркутский Государственный Технический Университет

Факультет среднего профессионального образования

Геологоразведочный техникум

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

По курсу МДК 01.01. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

учащемуся группы гНБ-11-1 Оглоблину Вячеславу Ивановичу

Тема проекта: Технология и техника строительства разведочно-эксплуатационной скважины глубиной 3400 м на газ

Исходные данные: Проектная глубина 3400 м. Литологический разрез представлен осадочными песчано-глинистыми породами. Характеристика пород - средней твердости с прослоями твердых пород. Продуктивный горизонт в интервале 3300 - 3400 м представлен мергелем трещиноватым, среднеустойчивым с пластовым давлением

44 МПа. Ожидаемый дебит 250 тыс. куб. м в сутки.

Особые условия:

Ожидаемые осложнения при бурении скважины: в интервале 0 - 680 м - поглощения с интенсивностью от полного до катастрофического; в интервале 680 - 2100 м - водопроявления; в интервале 2100 - 3300 м - вытекание пород; 3300 - 3400 м газопроявления

Специальная часть - разработать мероприятия по предупреждению и ликвидации газопроявлений

Приложения: 1 Геолого-технический наряд

Рекомендуемая литература:

1. Булатов А.Н. и др. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.

2. Вадецкий Ю.В.Бурение нефтяных и газовых скважин.М.: Академия, 2010

3. Вадецкий Ю.В.Бурение нефтяных и газовых скважин.М.: «Недра», 1985

4. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.Г. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.

5. ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». - М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2014

6. Методические указания по выполнению курсового проекта по МДК 01.01. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов специальности 131003 «Бурение нефтяных и газовых скважин», 2013 гг.

7. Методические указания по выполнению практических работ по МДК 01.01. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов специальности 131003 «Бурение нефтяных и газовых скважин», 2013 гг.

Графическая часть на 1 листе

Дата выдачи задания «___» __________ 2015 г.

Дата представления проекта руководителю «___» ______________ 2015 г.

Руководитель курсового проекта __________________ Н.П. Патрушев

Задание получил __________________ В.И. Оглоблин

Введение

Месторождение открыто в 1978 году, название получило по реке Чоне. С 2005 года осваивалось в режиме опытно-промышленной эксплуатации, в октябре 2008 года подключено к Восточному нефтепроводу (до окончания его строительства нефть с Верхнечона шла по трубопроводу в реверсном режиме, на запад), тогда же месторождение было введено в промышленную эксплуатацию. Общий объём инвестиций в месторождение составил не менее $1 млрд, всего на освоении Верхнечона занято более 2 тыс. человек.

По системе геологического нефтегазового районирования Верхнечонское месторождение расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области в составе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении местрождение приурочено к Верхнечонскому поднятию Непского свода Непско-Ботуобинскойантеклизы. Промышленные скопления нефти установлены в докембрийских отложениях, локализуясь в двух горизонтах: преображенском, представленном доломитами и верхнечонском, представленном песчаниками. Вышезалегающий нижнекембрийский карбонатный осинский горизонт содержит газоконденсат.

В целях выполнения программы утилизации попутного газа на Верхнечонском месторождении к 2014 году в карбонатных породах осинского горизонта на глубинах порядка 900 м планируется создать подземное газохранилище. Оно ежегодно сможет принимать около 1 млрд мі газа, который в противном случае пришлось бы сжечь на факелах.

Владельцем лицензии на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение Верхнечонскогонефтегазоконденсатного месторождения является ОАО «Верхнечонскнефтегаз», образованное в 2002 году. Состав акционеров ОАО «Верхнечонскнефтегаз»: ОАО «Роснефть» -- 25,94% акций, ОАО «ТНК-ВР» -- 62,7%, ОАО «Восточно-Сибирская газовая компания» -- 11,3%.

В состав совета директоров ОАО «Верхнечонскнефтегаз» входят первый вице-президент «Роснефти» Сергей Кудряшов и директор департамента капитального строительства «Роснефти» Вадим Егоров. 6 мест в совете директоров контролирует «ТНК-ВР», 1 место -- «Восточно-Сибирская газовая компания». Капитальные затраты на освоение месторождения составляют порядка--$3,8-4млрд.

С середины 2007 года планируется разработка месторождения в режиме опытно-промышленной эксплуатации. Согласно оценке международной аудиторской компании DeGolyer&MacNaughton (D&M

В рамках программы подготовки Верхнечонского месторождения к опытно-промышленной эксплуатации была пробурена первая эксплуатационная скважина глубиной 1680 метров.

В 2006 г. Планируется пробурить уже 4 новые эксплуатационные скважины. Ориентировочно к 2012 г. Месторождение выйдет на режим полномасштабной разработки, которая предположительно продлится до 2027 г. Максимум добычи, по оценке D&M, ожидается в 2013 году и составит порядка 7, 5млн. тонн в год. скважина берение нефтяной

В ходе опытно-промышленной эксплуатации предусматривается обустройство месторождения, строительство объектов центрального пункта сбора нефти, других объектов инфраструктуры, которые должны быть завершены к концу 2006 г. Планируется бурение 20 скважин, 13 из которых будут эксплуатационными, а 7 -- нагнетательными. Планируется также построить нефтеналивной терминал и временный нефтепровод (диаметр 200 мм.,длинна 574 км, мощность 1миллион тонн в год) до железнодорожной станции в Усть-Куте.

Обсуждается возможность совместного с ОАО «Сургутнефтегаз» строительства стационарного нефтепровода между Талаканским (разрабатывается ОАО «Сургутнефтегаз») и Верхнечонским месторождениями и далеедо города Усть-Кут Иркутской области.

Совместный для двух месторождений нефтепровод проектной мощностью 26 млн. тонн нефти будет связан с магистральным трубопроводом «Восточная Сибирь-Тихий океан». В 2006 году предусмотрено завершение изысканий и подготовки необходимых документов и начало строительства. Сдача в эксплуатацию запланирована на 2009 год. Проектная стоимость сооруженияпорядка $1млрд.

В середине декабря 2005 г. ОАО «НК «Роснефть» приобрело за 7,47 млрд. рублей лицензию на право пользования недрами перспективного нефтегазоносного Восточно-Сугдинского участка, также расположенного в Катангском районе Иркутской области в 100 км от Верхнечонского месторождения.

Целью курсового проектирования является закрепление, углубление и обобщение знаний, полученных студентами при изучении теоретического курса, приобретение навыков для самостоятельного решения конкретных задач по техники и технологии бурения скважин с использованием достижений научно-технического прогресса и передового опыта в геологоразведочном деле.

1. Общая часть

1.1 Географо-экономическая характеристика района

Верхнечонское месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области, которое расположено в 100 км от районного центра п. Ербогачен, в 250 км от г. Киренска и в 420 км от г. Усть-Кута. Ближайший населенный пункт (п. Преображенка) находится в 50 км, ближайшие нефтегазовые месторождения (Дулисьминское, Ярактинское, Марковское) в 190…310 км.

Через месторождение протекает река Чона с ее многочисленными притоками Пойма реки участками заболочена, ширина реки 20…30 м, глубина на плесах 3 м, на перекатах 0.2 м, имеется много стариц и озер. На месторождениях протекают притоки реки Чоны - Нельтошка, Вирая, Молчалун, Игнял, характеризующееся резко изменяющейся водообильностью в зависимости от количества атмосферных осадков.

Важными гидрогеологическими элементами в районе работ являются озера и болота. Озера большей частью пойменные (старичные) и термокарстовые, развитые на пологих склонах и плоских вершинах водоразделов. Озера питаются в основном, талыми снеговыми и дождевыми водами. Болота распространены по долинам рек и ручьев, реже на склонах и водоразделах, относятся они к типу надмерзлотных и в засушливые годы почти полностью осушаются. Связь с г. Усть-Кутом возможна по зимнику или по реке Лене, из-за отсутствий постоянных дорог в районе.Месторождение в орографическом отношении расположено в пределах СреднеСибирского плоскогорья.

Район слабо заселен и освоен, местность покрыта труднопроходимой тайгой. Река Чона не судоходна. Река Н. Тунгуска судоходна непродолжительное время - 20…30 дней в паводковый период. Река Лена судоходна от п. Качуг до устья.

Пути сообщения весьма ограниченны. Основной объем грузов от г. Усть-Кута до месторождения может перевозиться автотранспортом по зимнику (расстояние 660 км). В летнее время грузы могут доставляться водным транспортом по реке Лене от Усть-Кута до Чечуйска (расстояние 373 км) и от Чечуйска до п. Надеждинск автотранспортом - 27 км. Срочные грузы и доставка вахт могут осуществляться вертолетом.

В качестве источников энергоснабжения при проведении буровых работ на месторождении могут использоваться дизельные станции внутреннего сгорания ЛЭП на территории месторождения отсутствует.

Район работ сейсмически не активен, по карте сейсмического районирования СССР (1983 года) сейсмичность на площади месторождения равна 5 баллам.

Из местных строительных материалов наибольшее значение и применение имеет лес, используемый при строительстве жилья и в качестве топлива.

В 130 км юго-западнее месторождения расположено Непско-Гаженское месторождение калийных солей, запасы которого утверждены в ГКЗ СССР в 1992 году. Кроме этого в районе месторождения имеются многочисленные выходы на дневную поверхность траппов (долеритов), известняков и доломитов литвинцевской свиты, которые могут быть использованы в качестве бутового камня для строительства дорог.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким летом, с годовыми максимально-экстремальными колебаниями температуры от +36 до -58С, среднегодовая температура -5.0…-5.50С.В зимний период господствует мощный антициклон с солнечной безветренной погодой. В это время происходит сильное выхолаживание призменного воздуха, что обуславливает сезонное промерзание грунтов на 1.5……2.0 м. и островное развитие многолетней мерзлоты. Первые заморозки начинаются в конце августа. Толщина снежного покрова колеблется от40 до 70 см, снег держится с октября по апрель.

Среднегодовое количество осадков 300…..500мм. Кратковременный максимум осадков (56мм) приходящейся на осеннеезимний период, средний максимум -26мм. В районе работ преобладают юго-восточное и северо-западное направление ветров со скоростью 1…..3 м/с.

Техническое водоснабжение месторождения может осуществляться из естественных водотоков по трубопроводам или из специальных водозаборных скважин. Для питьевого водоснабжения могут быть использованы воды четвертичных и верхоленских отложений.

На рисунке 1.1 представлена карта района

Рис.1. Обзорная карта Верхнечонского месторождения

2. Геологическая часть

Стратиграфия и литология

Верхнечонское месторождение приурочено к крупной флексуре, осложняющей северо-западный склон Пеледуйского поднятия, расположенного на юго-восточном склоне Непско-Ботуобинскойантеклизы.

В строении осадочного чехла рассматриваемого района принимают участие породы протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится по данным бурения скважин Верхнечонской площади, результатам сейсморазведочных работ, материалам структурно-геологической съемки 1:50000.

Общая толщина осадочных отложений (без траппов) на площади изменяется от 1176.0 до 1729.5 м, при преобладающих средних величинах до 1550.0 м. В пределах грабена, прослеживающегося в северо-восточной части площади, толщина осадочных отложений увеличивается до 1810…1881 м. Глубина вскрытия пород фундамента колеблется от 1595.0 до 1761.8 м, в пределах грабена при глубинах 1810…1881 м породы фундамента не вскрыты. Архей Протерозой (Ar-PR)

Породы фундамента представлены гранитами, гранито-гнейсами, грано-диоритами, пегматитами серыми, розовато-серыми, красными. В верхней части цоколя гранитоиды часто выветрелые, разуплотненные, темно-серые, почти черные. Толщина коры выветривания изменяется от 0 до 34 м. Повышенные толщины (10…34 м) отмечаются в изолированных участках шириной 2…6 км, редко 8 км, в виде волнистых цепочек, вытянутых в северо-восточном направлении.

Сохранились отложения в пределах узкого грабена. В разрезе это сравнительно монотонная толща гравелитов песчаных, галечников полимиктовых серого, зеленовато-серого, реже темно-коричневого цвета, рыхлых. Гравий и галька окатанные, редко полуокатанные размером до 0.05 м, представлены кварцем, микроклином, гранитоидами, кварцитами. Промежутки между крупными обломками заполнены песчаным, алевролито-глинистым, линзами карбонатно-сульфатным материалом. Вскрытая толщина отложений рифея на Верхнечонской площади составляет 0…63.0…132.8 м.

Подразделяется на нижний, нижний-средний, и средний-верхний отделы.

Нижний отдел кембрия - Є1

К этому возрасту относятся отложения мотской, усольской, бельской, булайской и ангарской свит.

Мотская свита - Є1mt

Отложения свиты залегают с перерывом, угловым и стратиграфическим несогласием на породах кристаллического фундамента, а в пределах грабена - рифея. По литологическим признакам подразделяется на 3 подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю.

Нижнемотскаяподсвита(Є1mt1) залегает на большей части площади непосредственно на породах фундамента, в пределах грабена на разуплотненных гравелитовых отложениях рифея. Литологически разрез ее неоднороден. Нижняя, базальная часть представлена песчаниками кварцевыми, реже полевошпатово-кварцевыми серыми, коричневато-серыми, в объеме которых на площади выделяется верхнечонский продуктивный горизонт (ВЧ). В юго-восточной половине территории месторождения он разделен глинисто-алевритовыми породами на два пласта. За этими пластами закреплены индексы Вч2 для нижнего и Вч1 для верхнего. Выше песчаниковых пластов залегает регионально выдержанная пачка аргиллитов темно-, реже зеленовато-серых толщиной 6.0…14.2 м, которые перекрываются породами терригенно-сульфатно-карбонатной пачки.

Толщина подсвиты на площади месторождения 18.0…77.7 м.

Среднемотская подсвита(Є1mt2) сложена тонким ритмичным переслаиванием доломитов, доломитов глинистых, доломито-ангидритов, реже ангидритов, аргиллитов серых, коричневатои темно-серых. Нижняя граница подсвиты проводится по подошве массивного пласта доломитов преображенского горизонта. Толщина подсвиты на площади изменяется от 77.3 м до 82.0 м, всеверо-восточной и юго-западной ее частях - до 84 м, редко 89 м.

Верхнемотскаяподсвита (Є1mt3) сложена ритмичным переслаиванием доломитов, доломито-ангидритов, доломитов глинистых серых, коричневато -и темно-серых, участками окремненных. В кровле подсвиты, прослеживаются два пласта массивных доломитов, разделенных глинистыми доломитами и ангидритами. В объеме этих пластов выделяется устькутский горизонт. Существенную роль в строении верхней части разреза занимают водорослевые образования, являющиеся в ряде случаев основными породообразующими элементами. Толщина ее на площади изменяется от 126 до 138 м.

Толщина свиты на площади месторождения 219.7…287.6 м, в Т. 30 - 211 м.

Усольская свита (Є1us)

Представлена переслаиванием каменных солей розовых, грязно-серых, прозрачных, доломитов, известняков, доломито-ангидритов, ангидритов темнои коричневато-серых, серых. В нижней части свиты в 18…29 м выше ее подошвы залегает осинский продуктивный горизонт, сложенный доломитами, доломитами и известняками. Толщина горизонта на площади 39.5…60.0 м. В 53…140 м выше его кровли прослеживаются два-три сближенных пласта карбонатов толщиной 13…34 м, в которых спорадически отмечаются газо-нефте-водопроявления. Подосинская часть усольской свиты на большей части территории сложена каменными солями с подчиненными прослоями карбонатов. К Верхнечонской площади и далее к северо-востоку каменные соли постепенно выклиниваются и осинский горизонт отделен от нижележащих пород мотской свиты тонкопереслаивающимися сульфатно-карбонатными породами с единичным прослоем каменных солей толщиной 0…6 м, редко 7.0…9.5 м, залегающим непосредственно под осинским горизонтом. Толщина усольской свиты на площади составляет преимущественно 323…335 м.

Бельская свита (Є1bs )

По литологическим признакам отложения свиты в пределах Иркутского амфитеатра подразделяются на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю. В виду однородности состава в пределах Непско-Ботуобинскойантеклизы нижняя и средняя подсвиты не разделяются.

Нижнее-среднебельскаяподсвита (Є1bs1-2) представлена мощной карбонатной толщей, сложенной доломитами и известняками с подчиненными прослоями доломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых. В верхней части преобладают доломиты, в нижней - известняки. В прикровельной части подсвиты на северо-востоке площади месторождения и далее появляются один-три прослоя каменных солей толщиной 2…7 м, по кровле которых проводится подошва атовского нефтегазоносного горизонта.

Толщина горизонта 53…62 м. Кровля горизонта совпадает с кровлей подсвиты. В подошве подсвиты выделяется христофоровский горизонт толщиной 77…83 м. Толщина подсвиты 249…288 м.

Верхнебельскаяподсвита (Є1bs3) представлена переслаиванием каменных солей прозрачных, розовых, грязно-серых с доломитами, известняками, реже доломито-ангидритами, ангидритами, доломитами глинистыми темнои зеленовато-серыми.

Общая толщина свиты 308…416 м, в нарушенных участках до 459 м.

Булайская свита (Є1bl)

Сложена доломитами светло-коричневато-серыми, в средней части известняками серыми. В нижних 35…40 м свиты отмечаются прослои доломитов глинистых темно-серых, доломито-ангидритов серых, которые характеризуются повышенными значениями гаммаактивности. В объеме свиты выделяется биркинский горизонт. Толщины свиты на площади изменяются от 94.5 до 145 м.

Ангарская свита (Є1an)

Сложена на площади доломитами, известняками, реже доломито-ангидритами, доломитами глинистыми серыми, коричневато - и темно-серыми, ангидритами, гипсами розовыми, белыми и каменными солями прозрачными, розовато-оранжевыми и грязно-серыми. В нижних 47…78 м разреза отмечается тонкое линзовидное переслаиваниедоломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых. На большей части площади месторождения каменные соли выщелочены вследствие вывода их в сторону активного гипергенеза. В результате в этих участках карбонаты имеют существенно кальцитовый состав и чередуются с глинисто-карбонатными брекчиями голубовато - и темно-серыми, гипсами. Нормальный солевой разрез ангарской свиты сохранился в виде причудливой формы участка в западной части территории. В погруженных участках юго-западной, южной частей Непско-Ботуобинскойантеклизы преобладает преимущественно солевой тип разреза ангарской свиты и соответственно увеличенные до 300…600 м ее толщины.

Толщины свиты с траппами изменяются от 155…196 м до 350…430 м, уменьшаясь к периферии траппового тела, без траппов - от 70…155 до 250… …360 м. Повышенные толщины фиксируются в западной части площади месторождения, на участке солевого разреза свиты.

Нижний-средний отдел - Є1-2

Включает в себя отложения литвинцевской свиты (Є1-2lt), которая по литологическим признакам подразделяется на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижнелитвинцевскаяподсвита (Є1-2lt1) сложена доломитами, известняками доломитизированными светло-серыми, пятнистыми, кавернозными, в подошве с прослоями доломитов глинистых темно-серых, песчаников, гипсов.

Верхнелитвинцевская подсвита (Є1-2lt2). Сложена преимущественно доломитами с подчиненными прослоями известняков, брекчий обрушения, гипсов, доломитов глинистых. Породы светлоокрашенные, участками окремненные.

Толщины свиты без траппов изменяются от 130 до 157 м.

Средний-верхний отдел - Є2-3

К этому возрасту отнесены верхоленская и илгинская свиты (Є2-3vl+il), отложения которых сохранились от предюрского размыва на большей части территории месторождения. Представлены они красноцветными и зеленовато-серыми глинисто-алевролитовыми породами, чередующимися в средней и нижней частях разреза с мергелями. В подошве верхоленской свиты отмечаются доломиты глинистые, зеленовато-серые с включениями и прослоями гипсов розовых, белых. Толщины отложений на площади месторождения изменяются от 0 до 284 м.

Включает в себя образования тушамской свиты (С1ts), залегающей с угловым и стратиграфическим несогласием на породах верхоленской и илгинской свит. Сохранились отложения спородически на водораздельных участках преимущественно в западной части площади. Представлены они алевролитами, песчаниками и аргиллитами с прослоями известняков. Цвет пород голубовато - и темно-серый. В западной части площади в подошве свиты прослеживается пластовая интрузия траппов толщиной 37…180 м. Толщина отложений тушамской свиты без траппов изменяется от 0 до 64 м.

На таблице 2.1 представлены отложения глинами, суглинками, супесями с галечниками, валунами и обломками нижележащих пород. Толщина отложений 5…10 м.

Таблица 2.1 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Тектоника

Согласно карте тектонического районирования Сибирской платформы Верхнечонская площадь располагается в центральной части Ленского свода „ входящую в состав ботубинской антеклнзы. Ботубинская антеклиза под порядковой структурой Сибирской платформы, имеет размеры 850-350км. Северо-восточное простирание, меняющаяся на субмеридиальное и амплитуду порядка 1000м.

В составе этой крупной порядковой структуры непский свод, представляет собой крупную структуру I порядка размером 300-160км с превышением более 700м. Поданным геофизическим исследованиям, геологической съёмки, и глубокого бурения в тектоническом строении выделяется два структурных: дополеозойская и нижеполеозойская. Нижний включает в себя породы: кристолическое основание платформы разбитые на блоки глубинными разломами. Строение дополеозойского этапа определяется в пределах центральной части свода погружение поверхности фундамента от центральной части к бортовой.

Верхний структурный этап включает в себя породы осадочного типа и по морфологическим признакам подразделяется на 3 структурных яруса: под солевой, солевой, над солевой.

Нижний ярус (мотская свита и нижняя часть усольской свиты) имеет наиболее простое строение. Структурный плот его характеризуется углами наклонов слоев, низкой степенью дислоцироваемости расплывчатыми структур, малыми амплитудами. В общих чертах наблюдается соответствие структурных под солевых отложений и поверхности фундамента средней структуры (солевой)включающий отложения от осинскогогоризонта до ангорской свиты включительно.

Породы верхнего структурного яруса (литвицевская и верхоленская свиты.) участками слиты в складки, часто ассиметричные, узкие, высокоамплитудные. Структуры имеют преимущественно Северо-Восточную ориентацию, зачастую осложнены разрывными нарушениями. Наиболее важным объектом нефти поисковых работ в тектоническом отложении являются структуры нижнего структурного яруса. В центральной части Ленского свода сейсморазведочными работами выявлен ряд структурных осложнений, объединённых в Чонскую структурную зону.

Четко фиксируется поверхность кристаллического фундамента и слоев осадочной толщи от скважины №122 на восток, юго-восток к скважине № 128 и погружения их на Северо-восток к скважине №21.

Тем самым подтверждается структурное построение, сделано на основе сейсморазведочных работ. Отличается также хорошая способность гипсометрического положения отражающего горизонта М2 по данным сейсморазведки и бурения.

Поданным бурения кровли нижнемотской подсвиты, встречается несколько выше, чем планировалось, но расхождение не велико (25-30м) и находится в пределах точности сейсморазведки. Однако от скважины №123 и скважины №23 наблюдается воздушный слой, а не на погружении как это следует из построения поданным сейсморазведки, т. Етрудно предполагать наличие погружённое' зоны между скважинами №122,123,128.

Результаты бурения, опробованы и испытание скважин свидетельствуют о наличие в этой части Ленского свода песчаных коллекторов с удовлетворительными ёмкостями и фильтрационными свойствами .Однако с увеличением мощности в части направленной от скважины №122 к скважине №128,21, возрастает количество глинистого материала и увеличивается удельный вес песчаника кроме того происходит ухудшение коллекторных свойств песчаников,в основном, за счёт засоления разреза ,что значительно усложняет строение газоконденсатного и нефтяного месторождения, открыты скважины №122,123,23. Изменчивость ёмкостных свойств на площади продуктивного горизонта в сочетании со структурными факторами обусловлено формирование Литолого-струтурныхзалежей, получения притока нефти (скважнн№23,с более высоких гипсометрических отметках, чем газа (скв№122) позволяет предположить, что выявленные залежи не только рационально разобщены, но и имеющие разные области питания углеводородами, что возможно, если иметь ввиду замещения продуктивных на разных склонах древнего.

Нефтегазоносность

Площадь проектируемых работ расположена в Ботуобинскойнефтегазоностной области, входящей в состав ЛеноПутуской нефти газоносной провинции. В настоящее время Ленско Ботубинская область является одним из основных объектов нефтяных работ в Восточной Сибири. Её промышленная нефтегазоносность доказана открытием ряда месторождений нефти и газа, Связанных с терригенными и карбонатными породами. В осадочной площади разреза на проектируемой площади выделятся целый ряд продуктивных горизонтов имеющие региональное распространение. Промышленная продуктивность Верхничонского месторождения связывается с корой выветривания кристаллического фундамента, песчаниками шилюитской подсвиты Преображенского горизонта (скв№123 , 23,122) к высоко перспективным следует отнести Усть-Кутский и Осинский горизонты. (Скв№23,122)

А) Кора выветривания кристаллического фундамента представляет собой трещиноватуюсильно выветренную часть кристаллического основания платформы. Среднее значениепористости соответствует 11,2 % (скв№ 23). Приток нефти из этой части разреза получен Т № 123, дебет составил более 5м сут. В проектируемойскважине отдаётся нефтяное насыщение коры выветривание пористость более 10% мин,пластовое давление 15,3-15,5 Мпа.

Б) Нижнемотская подсвита.

Ионский горизонт залегает в нижней части Нижнемотской подсвиты, представлена переслаиванием песчаников алевролитов и аргиллитов.

Горизонт сложен слабосцементированными песчаниками с прослоями алевролитов иаргиллитов и является основным продуктивным объектом на площади. Промышленная значимость нижнемотских коллекторов доказана получением в скважинах №122. Притокгаза дебитам 380тыс м в сут. Среднее значение пористости здесь соответственно 12% Промышленныйприток нефти дебитом 69,5 м сут на 5,39м получен в скважине № 123. Верхнечонскойплощади среднее значение пористости по не представленному керну 6,6%.

В) Преображенский горизонт

Залегает в подошве среднемотской подсвиты, сложен доломитами, песчанниковиднымипористовато-серыми, тёмно-серыми, мелкозернистыми. Породы представляют собой коллектор - порового типа. Открытая пористость составляет 0,27-10% (скв№ 23) .На Верхленской площади из этого горизонта после СКО (скв№123) Получен приток газа дебитом 10 тыс. м3/сут, нефти 1,5 м3/сут. На проектируемой площади возможное насыщение газонефтяное, мощность 20м эффективная мощность -5м, пористость до 10% пластовое давление 14,8-15,0 Мпа

Г) Усть-Кутский горизонт

Приурочен к верхней части мотской свиты, представлен доломитами пористыми, трещиноватыми и пористыми, участками глинистыми, ангидритезироваными .Коллектор карового и трещено-порового типа. Политологическим особенностямгоризонт делится на два пласта, разделены между собой глинисто-карбонатнойперемычкой мощностью 6-7м.Пласт 1 является коллектором трещино-порового типа. Средняя открытая пористостьсоответствует 4,93% (Т №122.) на проектируемой площадимощностью пласта 30м, эффективная мощность 10м. пористость до 7%.

Пласт 2 является коллектором Норового типа. Средняя пористость Т №122 составляет4,93%. На проектируемой площади, ожидаемая мощность пласта 18м, пористость до 12%, Насыщение Усть-Кутско горизонта, нефтяное.

Д) Осинский горизонт

Осинский горизонт является коллектором трещино-порового типа в Т №122после СКО приток из Осинского горизонта составил 1,2м3 в сут. Газа27,9м3сут. Открытая пористость 10%, проницаемость порядка 20мвд. Общая мощность горизонта 4,5м эффективная мощность 15м, плотность давления 15,5-16,0 Мпа.

Г) Христофорский горизонт

Залегает в нижней части Среднижебельской подсвиты, сложен доломитами и известняками с прослоями глинистых доломитов и ангидритов. Открытая пористость 5,36-1,34% (скв№122). При испытании горизонта в скв№122 получен приток пластовой воды дебитом 3,6м сут, нефти 30л в сут, газа100-150м3сут. А верхняя часть горизонта является коллектором порового типа. На проектируемой площади ожидаемое насыщение горизонта - водяное, открытая пористость до 20%.Мощность горизонта 60м, эффективная мощность 10-11 Мпа.

Ж) Атовский горизонт

Залегает в верхней части Средне-нижнебельской подсвиты, сложен известняками с прослоями доломитов-ангидритов. Открытая пористость составляет 0,48-10,28%. При испытании Т №122 получен приток газоконденсатной смеси дебитом 5,1тыс. м3/сут. На диафрагме 4мйЦ. Исходя из этого Атовский горизонт можно отнести к перспективным. Ожидаемое насыщение водяное, мощность горизонта 50м, эффективная мощность 15м, пластовое давление 7,5-8,5Мпа. На верхней площади из всех перечисленных горизонтов к продуктивным следует отнести кору выветривания, песчаники нижнемотской подсвиты, Преображенский горизонт, усть-кутский, и осинский горизонты.

2.1 Гидрогеология

Характеристика водоносных горизонтов

В разрезе месторождения водоносные горизонты и комплексы объединяются в три гидрогеологические формации: надсолевую, соленосную и подсолевую.

Надсолевая гидрогеологическая формация составляет верхнюю часть разреза до глубин 200…300 м - от четвертичных отложений до верхоленской свиты включительно. Эти отложения в значительной степени дренируются речной сетью и являются зоной активного водообмена.

Водоносный комплекс четвертичных отложений связан с аллювиальными отложениями, представленными песчано-галечными образованиями.

Водонасыщенность комплекса зависит от атмосферных осадков и от подтока вод из других горизонтов. Выходы родников приурочены к долинам рек. По химическому составу воды гидрокарбонатные кальциевые слабоминерализованные 0.098…0.121 г/дм3, рН = 6.2…7.4.

Водоносный комплекс юрских отложений. Водоносные горизонты связаны с чайкинской свитой. Бурением водозаборных скважин в

свите установлено три водоносных горизонта, которые варьируются от подошвы свиты и выше 15-33м и 55-65 м. вмещающими породами являются песчаники.дебит воды при откачки составил в среднем около 8 м3/час. Статический уровень горизонтов 5-21, 10-22 и 3,5-60 метров.

Воды юрских отложений, в основном, гидрокарбонатные кальциевые. Минерализация невысокая - от 0.06 до 0.6 г/дм3, рН = 6.0…7.2.

Наличие водоносных горизонтов в комплексе подтверждается также и поглощением бурового раствора при проходке юрских отложений. Интенсивность поглощений менялась от 3…4 м3/час до «полного» (Т. 11, 30, 42, 47, 48, 107).

\

3. Производственно-техническая часть

3.1 Выбор и расчет профиля скважины

В практике бурения скважин существуют понятия «вертикальная скважина» и «наклонно направленная (горизонтальная) скважина».

Вертикальными называются скважины, при бурении которых предпринимаются меры по ограничению естественного искривления и не используются методы искусственного искривления её оси. Обычно, в подавляющем большинстве случаев, все скважины искривлены. Поэтому, если максимальный зенитный угол скважины не превышает 5°, её принято считать условно вертикальной. Скважины с большим зенитным углом считаются естественно искривленными. В процессе бурения, скважины подверженные естественному искривлению, могут не попасть в заданную на кровле продуктивного пласта точку и, следовательно, не выполнить своего проектного назначения. Однако использование накопленных знаний о закономерностях искривления, результатов исследований влияния комплекса горно-геологических и технико-технологических факторов на характер искривления позволяют проводить скважины в заданном направлении. Такие скважины получили название наклонно направленных. В последние десятилетия получили широкое распространение наклонно направленные скважины с горизонтальным окончанием - горизонтальные скважин, разветвлено-наклонные, разветвлено-горизонтальные многозабойные скважины.

Одной из главных задач большинства скважин является попадание в назначенную точку проектного пласта, при этом, иногда, необходимо обеспечить и требуемый угол входа в пласт и заданную траекторию в пласте. Для решения этой задачи нужно уметь управлять трассой скважины, избегать или сводить к минимуму осложнения, которые могут проявляться в процессе проводки скважины в силу влияния различных геологических и технических причин. Практикой бурения освоено большое количество технических и технологических средств качественного строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин, важнейшие из которых описываются в настоящем методическом пособии. В процессе подготовки пособия, кроме научно-технической и учебной литературы, использовались и обязательные к исполнению при строительстве скважин на нефть и газ инструкции и правила безопасности.

В нашем случае скважина имеет вертикальное направление, глубиной 3400 м.

3.2 Проектирование конструкции скважины

Конструкция скважины проектируется на основании назначения скважины, особенностей геологического строения месторождения, положения устья скважины, метода вхождения в продуктивную толщу.

Число обсадных колонн и глубина их спуска определены на основании совмещенного графика изменений пластового (порового) давления, давления гидроразрыва и гидростатического столба бурового раствора (совместимость отдельных зон с учетом горно-геологических условий. Как видно из графика совмещенных давлений, выделяются четыре зоны совместимых условий бурения, т.е. конструкция скважины должна включать четыре обсадные колонны (не учитывая направление).

Глубина спуска обсадных колонн принимается на 10-20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий.

Под совместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда созданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины не вызовут осложнений в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной.

Расчет диаметров обсадных труб

Диаметр эксплуатационной колонны = 168 мм.

Dэкспл. К.=168 мм, следовательноD муфты=188 мм

Определяем диаметр долота под эксплуатационную колонну по формуле:

Dд.д = dм + 2д (3.1)[7]

D д.д=166+25=191 мм,

Принимаем стандарт=190,5 мм.

D долота под промежуточную=190,5 мм

Определяем внутренний диаметр техническойколонныпо формуле:

dвн = Dд.д + 2Д (3.2)[7]

dвн =190,5+10=200,5 мм

Определяем диаметр технической колонны по формуле:

dн = dвн + 2дтр, (3.3)[7]

dн = 200,5+24=224,5 мм

Принимаем стандарт 245 мм

Определяем диаметр долота под техническую колонну по формуле:

Dд.д = dм + 2д (3.4)[7]

D д.д= 270+35=305 мм

Принимаем стандарт 304,8 мм

D долота под техническую =304,8 мм

Определяем внутренний диаметр кондуктора по формуле:

dвн = Dд.д + 2Д (3.5)[7]

dвн =304.8+10=314.8мм

Определяем диаметр кондуктора по формуле:

dн = dвн + 2дтр (3.6)[7]

dн =314.8+24=338.8 мм

Принимаем стандарт 340мм

Определяем диаметр долота под кондуктор по формуле:

Dд.д = dм + 2д (3.7)[7]

Dд.д =365+35=400 мм

Принимаем стандарт 393.7 мм

D долота под кондуктор =393.7 мм

Определяем внутренний диаметр направления по формуле:

dвн = Dд.д + 2Д (3.8)[7]

dвн = 393.7+10=404 мм

Определяем диаметр направления по формуле:

= dвн + 2дтр (3.9)[7]

dн =404+24=428 мм

Принимаем стандарт 426 мм

Определяем диаметр долота под направление по формуле:

Dд.д = dм + 2д (3.10)[7]

D д.д =451+45=496мм

Принимаем стандарт 490 мм

Dдолота под направление = 490 мм

Таблица 3.1. - Характеристика конструкции скважины

Наименование колонны

Диаметр долота, мм

Диаметр обсадных труб, мм

Глубина спуска ( по вертикали), м

Направление

Кондуктор

Техническая

Эксплуатационная

490

393,7

304,8

190,5

428

340

245

168

20

680

2100

3400

В разделе прилагается поинтервальное описание геологического разреза по скважине, при этом называются породы: кратко представляется их состав, приводятся основные физико-механические свойства (твердость, абразивность, сплошность, трещиноватость) и указывается категория пород по буримости. Интервалы осложнений характеризуются их видами (обвалы стенок скважин, сужение стволов или образование каверн, поглощение промывочной жидкости), интервалы проявлений охарактеризованы

пластовыми давлениями и давлениями гидроразрыва. Все сведения по физико-механическим свойствам горных пород и характеристики интервалам осложнений представленный в таблице 3.1.

Таблица 3.2. - Геолого-технические условия строительства скважины

п/п

Интервал, м

Мощ-ность, м

Литологическая характеристика

пород

Свойства пород

(категория)

Характеристика

давлений, Мпа

Виды геологических осложнений

от

до

Твер-дость

Абразив-ность

Плас-тового

Гидро-разрыва

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0

20

20

Супеси, суглинки, галечники

2

3

0.2

0.3

Поглощения

20

220

200

Мергели

3

4

1,9

2,8

220

450

230

Песчаники

5

4

3.8

5,7

450

680

230

Аргиллиты

4

4

5.8

8,7

680

900

220

Мергели, гипсы, ангидриты трещиноватые

5

7

9,5

14,2

Водопроявления

900

1110

210

Доломиты трещиноватые

6

5

11,6

17,5

1110

1680

570

Известняки трещиноватые

5

5

17,6

26,5

1680

2100

420

Доломиты трещиноватые

4

4

22,1

33,1

2100

2450

350

Доломиты

4

6

24,5

36,7

Сужение ствола, вытекание пород

2450

2600

150

Каменные соли

2

2

26,0

39,0

2600

2700

100

Доломиты

6

5

27,0

40,5

2700

2900

200

Каменные соли

4

7

29,0

43,5

2900

3150

250

Ангидриты

5

7

31,5

47.2

3150

3300

150

Доломиты

8

8

33,0

49,5

3300

3400

100

Песчаники пористые слабоустойчивые

7

7

44,0

66.0

газопроявления

Коэффициент аномальности пластового давления - это отношение пластового давления к статическому давлению столба жидкости пресной воды (рж= рв= 1000 кг/ м3) высотою от рассматриваемого сечения до устья скважины, и рассчитывается по формуле:

Ка= 100*Рпл/Н (3.11)

Где: Рпл - пластовое давление;

Н - глубина скважины.

Ка=100*0,2/20=1

Ка=100*1,9/220=0,86

Ка=100*3,8/450=0,84

Ка=100*5,8/680=0,85

Ка=100*9,5/900=1,05

Ка=100*11,6/1110=1,04

Ка=100*17,6/1680=1,04

Ка=100*22,1/2100=1,05

Ка=100*24,5/2450=1

Ка=100*26,0/2600=1

Ка=100*27,0/2700=1

Ка=100*29,0/2900=1

Ка=100*31,5/3150=1

Ка=100*33,0/3300=1

Ка = 100*44,0/3400=1,2

Коэфицент гидроразрыва рассчитывается по формуле:

Кгр = 100*Ргр/Н (3.12)

Где: Ргр - давление гидроразрыва;

Н - глубина скважины.

Кгр = 100*0,3/20 = 1,5

Кгр = 100*2,8/220 = 1,27

Кгр = 100*5,7/450 = 1,26

Кгр = 100*8,7/680 = 1,27

Кгр = 100*14,2/900 = 1,57

Кгр = 100*17,5/1110 = 1,57

Кгр = 100*26,5/1680 = 1,57

Кгр = 100*33,1/2100 = 1,57

Кгр = 100*36,7/2450 = 1,49

Кгр = 100*39,0/2600 = 1,5

Кгр = 100*40,5/2700 = 1,5

Кгр = 100*43,5/2900 = 1,5

Кгр = 100*47,2/3150 = 1,5

Кгр = 100*49,5/3300 = 1,5

Кгр = 100*66,0/3400 = 1,94

Относительная плотность промывочной жидкостиэто отношение плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды:

ро=рж/рв.

Где: рв - плотность пресной воды, кг/м3.

Рекомендуется во избежание газонефтепроявлений и поглощений в процессе бурения соблюдать следующее неравенство:

kA0,8

2. Частота вращения долота n определится по формуле (3.17) исходя из окружной скорости инструмента, значения которой находятся в пределах 0,5 - 3,0 м/сек.

N = , (3.17)

Где : Vокр - окружная скорость долота, м/сек;

р = 3,14;

Dдол - диаметр долота, м

Направление

n Н = = 40 об/мин

Кондуктор

n К = = 60 об/мин

Промежуточная

n П = = 75 об/мин

Эксплуатационная

n Э = = 138 об/мин

Рекомендуемые значения окружной скорости долота Vокр в зависимости от твердости и абразивности горных пород для различного породоразрушающего инструмента приведены в таблице 3.7. [7]

Таблица 3.7. Рекомендуемые значения окружной скорости долота Vокр в зависимости от твердости и абразивности горных пород

Характеристика горных пород по твердости и абразивности

Линейная скорость, м/с

Шарошечное долото

долото с алмазно-твердосплавными вставками (типа PDC)

М; МЗ

2,5 - 3,0

1,2 - 1,5

МС; МСЗ

2,0 - 2,5

1,0 - 1,2

С; СЗ

1,5 - 2,0

0,8 - 1,0

СТ; Т

1,2 - 1,5

0,7 - 0,8

ТЗ; ТК

1,0 - 1,2

0,6 - 0,7

ТКЗ; К

0,8 - 1,0

0,5 - 0,6

ОК

0,8 и менее

0,5 и менее

3. Расход бурового раствора Qбр определяется по формуле (3.17) исходя из скорости восходящего потока Vвп

Qбр = Vвп * Sкс , м3/сек (3.18)

где Qбр - расход бурового раствора, м3/сек;

Vвп - скорость восходящего потока, м/сек;

Sкс - площадь кольцевого сечения, м2

Площадь кольцевого сечения определится из следующего выражения:

Sкс = 0,785*(, м2 (3.19)

где Sкс - площадь кольцевого сечения, м2;

Dдол - диаметр долота, м;

dбт - диаметр бурильных труб, м

Направление

Q бр Н = 1,3*0,04 = 0,052 м3/сек

Sкс Н = 0,785*(-) = 0,04 м2

Кондуктор

Q бр К = 1,5*0,03 = 0,045 м3/сек

S кс К = 0,785*(-) = 0,03 м2

Промежуточная

Q бр П = 1,5*0,02 = 0,03 м3/сек

S кс П = 0,785*(-) = 0,02 м2

Эксплуатационная

Q бр Э = 1,3*0,006 = 0,008 м3/сек

S кс Э = 0,785*(-) = 0,006 м2

Рекомендуемые значения окружной скорости восходящего потока Vвп бурового раствора в зависимости от твердости и абразивности горных пород пртведены в таблице 3.8. [7]

Таблица 3.8. Рекомендуемые значения окружной скорости восходящего потока Vвп бурового раствора

Характеристика горных пород по твердости и абразивности

Рекомендуемая скорость восходящего потока, м/сек

М; МЗ

1,5 и более

МС; МСЗ

1,3 - 1,5

С; СЗ

1,0 - 1,3

СТ; Т

0,7 - 1,0

ТЗ; ТК

0,5 - 0,7

ТКЗ; К

0,4 - 0,6

ОК

0,3 - 0,5

Рациональная отработка долот

Долота рационально отрабатывают в том случае, если бурят при оптимальном сочетании параметров режима бурения и минимальных значениях (РДmах -- РДmin)/PД.ср и (nтах -- nmin)/ncp. Продолжительность работы долот выбирают из расчета получения максимальной рейсовой скорости проходки или максимальной стойкости опор долота. Если хотя бы одно из этих условий не соблюдают, то нельзя считать, что долота отрабатывают рационально.

В результате опытов установлено, что если какой-нибудь параметр режима бурения увеличивается, а другие остаются постоянными или изменяются, не обеспечивая оптимального сочетания между параметрами, то при этом чаще всего темп углубления скважины снижается. А если и происходит некоторое увеличение показателей бурения, то сравнительно небольшое. При таких условиях отработка долот не может быть рациональной.Так как параметры режима бурения n, Рд и Q оказывают различное влияние на механическую скорость проходки и износостойкость долота, то оптимальное соотношение между ними отвечает наиболее высокой рейсовой скорости проходки.

В турбинном бурении рациональное соотношение между Рд, n и Q часто не соотве...

revolution.allbest.ru

Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http: //www. allbest. ru/

I. Техническая часть

бурение нефтяной герметизация скважина

1.1 Характеристика и краткое описание устройств

1.1.1 Буровые установки и сооружения

Процесс бурения сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны в скважину, а также поддержанием ее на весу. Масса инструмента, с которой приходится при этом оперировать, достигает многих сотен килоньютонов. Для того чтобы уменьшить нагрузку на канат и снизить установочную мощность двигателей применяют подъемное оборудование (рис. 2.2), состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой (полиспастовой) системы. Талевая система, в свою очередь, состоит из неподвижной части -- кронблока (неподвижные блоки полиспаста), устанавливаемого наверху фонаря вышки, и подвижной части -- талевого блока (подвижного блока полиспаста), талевого каната, крюка и штропов. Подъемное оборудование является неотъемлемой частью всякой буровой установки независимо от способа бурения.

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения. Наиболее серьезной опасностью при работе на буровых вышках является частичное или полное их разрушение. Основная причина, приводящая к падению или разрушению вышек -- недостаточный надзор за их состоянием в процессе длительной эксплуатации. По этим причинам были введены изменения в правилах безопасности предусматривающие обязательные периодические проверки вышек, в том числе с полной разборкой и ревизией их деталей, а также испытания с нагружением вышек в собранном виде.

Кроме того, вышка должна подвергаться тщательному осмотру и проверке каждый раз до начала буровых работ, перед спуском обсадных колонн, освобождением прихваченной бурильной или обсадной колонны, при авариях и после сильных ветров (15 м/с для открытой местности, 21 м/с для лесной и таежной местности, а также когда вышка сооружена в котловане). Вышки мачтового типа монтируются в горизонтальном положении, а затем поднимаются в вертикальное положение при помощи специальных устройств. Транспортировка вышки осуществляется в собранном виде вместе с платформой верхового рабочего в горизонтальном положении на специальном транспортном устройстве. При этом талевая система не демонтируется вместе с вышкой. При невозможности из-за условий местности транспортирования вышки целиком она разбирается на секции и транспортируется частями универсальным транспортом. В практике бурения кроме вышек мачтового типа продолжают использоваться вышки башенного типа, которые собираются методом сверху-вниз. Перед началом монтажа на вышечном основании монтируют подъемник. После окончания сборки вышки подъемник демонтируют.

Одновременно с монтажом буровой установки и установкой вышки ведут строительство привышечных сооружений. К ним относятся следующие сооружения: 1) Редуктор (агрегатный) сарай, предназначенный для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки. Его пристраивают к вышке со стороны её задней панели в направлении, противоположном мосткам. Размеры редукторного сарая определяются типом установки. 2)Насосный сарай для размещения буровых насосов и силового оборудования. Его строят либо в виде пристройки сбоку фонаря вышки редукторного сарая, либо отдельно в стороне от вышки. Стены и крышу редукторного и насосного сараев в зависимости от конкретных условий обшивают досками, гофрированным железом, камышитовыми щитами, резинотканями или полиэтиленовой плёнкой. Использование некоторых буровых установок требуется совмещение редукторного и насосного сараев. 3) Приемный мост, предназначенный для укладки бурильных обсадных и других труб и перемещения по нему оборудования инструмента, материалов и запасных частей. Приемные мосты бывают горизонтальные и наклонные. Высота установки приемных мостов регулируется высотой установки рамы буровой вышки. Ширина приемных мостов до 1,5...2 м, длина до 18 м. 4) Система устройств для очистки промывочного раствора выбуренной породы, а также склады для химических реагентов и сыпучих материалов. 5)Ряд вспомогательных сооружений при бурении: на электроприводе -- трансформаторные площадки, на двигателях внутреннего сгорания (ДВС) -- площадки, на которых находятся емкости для горюче-смазочных материалов и т. п.

1.1.2 Талевая система

В процессе проводки скважины подъемная система выполняет различные операции. В одном случае она служит для проведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходимого усилия для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны или при авариях с ней. Для обеспечения высокой эффективности при этих разнообразных работах подъемная система имеет два вида скоростей подъемного крюка: техническую для СПО и технологические для остальных операций.

Размещено на http: //www. allbest. ru/

В связи с изменением веса бурильной колонны при подъеме для обеспечения минимума затрат времени подъемная система должна обладать способностью изменять скорости подъема в соответствии с нагрузкой. Она также служит для удержания бурильной колонны, спущенной в скважину, в процессе бурения.

Подъемная система установки (рис. III.1) представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебедкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Подвижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б -- через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъемный крюк во многих случаях объединяют в один механизм -- крюкоблок.

1.1.3 Буровые лебёдки

Лебедка -- основной механизм подъемной системы буровой установки. Она предназначена для проведения следующих операций: спуска и подъема бурильных и обсадных труб; удержания колонны труб на весу в процессе бурения или промывки скважины; приподъема бурильной колонны и труб при наращивании; передачи вращения ротору; свинчивания и развинчивания труб; вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инструмента, оборудования, труб и др.; подъема собранной вышки в вертикальное положение.

Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой установлены подъемный и трансмиссионный валы, коробка перемены передач (КПП), тормозная система, включающая основной (ленточный) и вспомогательный (регулирующий) тормоза, пульт управления. Все механизмы закрыты предохранительными щитами. Подъемный вал лебедки, получая вращение от КПП, преобразовывает вращательное движение силового привода в поступательное движение талевого каната, подвижный конец которого закреплен на барабане подъемного вала. Нагруженный крюк поднимается с затратой мощности, зависящей от веса поднимаемых труб, а спускается под действием собственного веса труб или талевого блока, крюка и элеватора, когда элеватор опускается вниз за очередной свечой.

Лебедки снабжаются устройствами для подвода мощности при подъеме колонны и тормозными устройствами поглощения освобождающейся энергии при ее спуске. Для повышения к. п. д. во время подъема крюка с ненагруженным элеватором или колонной переменного веса лебедки или их приводы выполняют многоскоростными. Переключение с высшей скорости на низшую и обратно осуществляется фрикционными оперативными муфтами, обеспечивающими плавное включение и минимальную затрату времени на эти операции. Во время подъема колонн различного веса скорости в коробках передач переключают периодически. Оперативного управления скоростями коробки не требуется.

Мощность, передаваемая на лебедку, характеризует основные эксплуатационно-технические ее свойства и является классификационным параметром.

1.1.4 Роторы

Роторы предназначены для вращения вертикально подвешенной бурильной колонны или восприятия реактивного крутящего момента при бурении забойными двигателями. Они служат также для поддержания на весу колонн бурильных или обсадных труб, устанавливаемых на его столе, на элеваторе или клиньях. Роторы также используются при отвинчивании и свинчивании труб в процессе СПО, ловильных и аварийных работ. Ротор представляет собой как бы конический зубчатый редуктор, ведомое коническое колесо которого насажено на втулку, соединенную со столом. Вертикальная ось стола расположена по оси скважины.

На рис. V.1 показана схема ротора. Стол 5 имеет отверстие диаметром 250--1260 мм в зависимости от типоразмера ротора. В отверстие стола устанавливают вкладыши 7 и зажимы ведущей трубы 6, через которые передается крутящий момент. Большое коническое колесо 4 передает вращение столу ротора, укрепленному на основной 3 и вспомогательной 2 опорах, смонтированных в корпусе 1, образующем одновременно масляную ванну для смазки передачи и подшипников.

Сверху стол защищен оградой 8. Быстроходный ведущий вал 10 расположен горизонтально на подшипниках 11, воспринимающих радиальные и горизонтальные нагрузки. Вал 10 приводится: во вращение от цепной звездочки 12 или с помощью вилки карданного вала, расположенной на конце вала. Ротор снабжен стопором 9, при включении которого вращение стола становится невозможным. Фиксация стола ротора необходима при СПО и бурении забойными двигателями для восприятия реактивного момента.

1.1.5 Буровые насосы и оборудование циркуляционной системы

Буровые насосы и циркуляционная система выполняют следующие функции:

- нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обеспечения циркуляции в скважине в процессе бурения и эффективной очистки забоя и долота от выбуренной породы, промывки, ликвидации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубном пространстве, достаточной для выноса породы на поверхность;

- подвод к долоту гидравлической мощности, обеспечивающей высокую скорость истечения (до 180 м/с) раствора из его насадок для частичного разрушения породы и очистки забоя от выбуренных частиц;

- подвод энергии к гидравлическому забойному двигателю.

На рис. VII. 1 показаны схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м при бурении роторным способом.

В процессе бурения в большинстве случаев раствор циркулирует по замкнутому контуру. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы /. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъем выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8. Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по желобам 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы, песок, ил, газ и другие примеси, поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров и снова направляется в подпорные насосы.

Нагнетательная линия состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подается от насосов / к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4.

Напорная линия оборудуется задвижками и контрольно-измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.

Сливная система оборудуется устройствами для очистки и приготовления бурового раствора, резервуарами, всасывающей линией, фильтрами, нагнетательными центробежными насосами, задвижками и емкостями для хранения раствора.

1.1.6 Вертлюги

Вертлюг -- промежуточное звено между поступательно перемещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая при помощи замковой резьбы соединяется через ведущую трубу со стволом вертлюга.

Для обеспечения подачи бурового раствора или газа перемещающийся вертлюг соединен с напорной линией при помощи гибкого бурового рукава, один конец которого крепится к отводу вертлюга, а второй к стояку.

В вертлюгах есть устройства для заливки, спуска масла и контроля его уровня, а также сапун для уравновешивания с атмосферным давлением паров внутри корпуса, создающегося при нагреве в процессе работы.

Это устройство не пропускает масло при транспортировке вертлюга в горизонтальном положении.

Типоразмер вертлюга определяется динамической нагрузкой, которую он может воспринимать в процессе вращения бурильной колонны, допустимой статической нагрузкой и частотой вращения, предельным рабочим давлением прокачиваемого бурового раствора, массой и габаритными размерами.

Каждый вертлюг имеет стандартную левую коническую замковую резьбу для присоединения к ведущей трубе двух-трех размеров.

Корпус вертлюга выполняется обтекаемой формы для того, чтобы он не цеплялся за детали вышки при перемещениях. Вертлюги приспособлены к транспортировке любыми транспортными средствами без упаковки.

1.1.7 Силовые приводы буровых установок

Приводом буровой установки называется совокупность двигателей и регулирующих их работу трансмиссий и устройств, преобразующих тепловую или электрическую энергию в механическую, управляющих механической энергией и передающих ее исполнительному оборудованию -- насосам, ротору, лебедке и др. Мощность привода (на входе в трансмиссию) характеризует основные его потребительские и технические свойства и является классификационным (главным) параметром.

В зависимости от используемого первичного источника энергии приводы делятся на автономные, не зависящие от системы энергоснабжения, и неавтономные, зависящие от системы энергоснабжения, с питанием от промышленных электрических сетей. К автономным приводам относятся двигатели внутреннего сгорания (ДВС) с механической, гидравлической или электропередачей. К неавтономным приводам относятся: электродвигатели постоянного тока, питаемые от промышленных сетей переменного тока.

В соответствии с кинематикой установки привод может иметь три основных исполнения: индивидуальный, групповой и комбинированный или смешанный.

Индивидуальный привод -- каждый исполнительный механизм (лебедка, насос или ротор) приводится от электродвигателей или ДВС независимо друг от друга. Более широко этот вид привода распространен с электродвигателями. При его использовании достигается высокая маневренность в компоновке и размещении бурового оборудования на основаниях при монтаже.

Групповой привод -- несколько двигателей соединены суммирующей трансмиссией и приводят несколько исполнительных механизмов. Его применяют при двигателях внутреннего сгорания.

Комбинированный привод -- использование индивидуального и группового приводов в одной установке. Например, насосы приводятся от индивидуальных двигателей, а лебедка и ротор от общего двигателя. Во всех случаях характеристики привода должны наиболее полно удовлетворять требуемым характеристикам исполнительных механизмов.

Потребителями энергии буровой установки являются:

в процессе бурения -- буровые насосы, ротор (при роторном бурении), устройства для приготовления и очистки бурового раствора от выбуренной породы; компрессор, водяной насос и др.;

при спуске и подъеме колонны труб -- лебедка, компрессор, водяной насос и механизированный ключ.

Приводы также делятся на главные (приводы лебедки, насосов и ротора) и вспомогательные (приводы остальных устройств и механизмов установки). Мощность, потребляемая вспомогательными устройствами, не превышает 10--15% мощности, потребляемой главным оборудованием.

Гибкость характеристики -- способность силового привода автоматически или при участии оператора в процессе работы быстро приспосабливаться к изменениям нагрузок и частот вращения исполнительных механизмов. Гибкость характеристики зависит от коэффициента приспособляемости, диапазона регулирования частоты вращения валов силового привода и приемистости двигателя.

Коэффициент гибкости характеристики определяется отношением изменения частоты вращения к вызванному им отклонению момента нагрузки. Он пропорционален передаточному отношению и обратно пропорционален коэффициенту перегрузки.

Приемистостью называется интенсивность осуществления переходных процессов, т. е. время, в течение которого двигатель и силовой привод реагируют на изменение нагрузки и изменяют частоту вращения.

Приспособляемость -- свойство силового привода изменять крутящий момент и частоту вращения в зависимости от момента сопротивления. Собственная приспособляемость -- свойство двигателя приспособляться к внешней нагрузке. Искусственная приспособляемость -- свойство трансмиссий приспосабливать характеристику двигателя к изменению внешней нагрузки.

1.1.8 Оборудование для герметизации устья скважины

В настоящее время при бурении не только разведочных, но и эксплуатационных скважин широко применяется оборудование для герметизации устья скважин. Раньше это оборудование использовали в основном для борьбы с выбросами жидкости и газа при АВПД. В связи с применением более легких растворов для бурения давление в скважине в процессе бурения регулируют при помощи превенторов. Изменились требования к охране окружающей среды и недр земли.

Для герметизации устья скважины используют три вида превенторов: плашечные -- глухие или проходные для полного перекрытия отверстия или кольцевого пространства, если в скважине находится колонна труб; универсальные -- для перекрытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны: замок, труба, ведущая труба; вращающиеся -- для уплотнения устья скважины с вращающейся в ней трубой или ведущей трубой. Ни плашечные, ни универсальные превенторы не рассчитаны на вращение колонны, если они полностью закрыты.

Плашечные превенторы

Превентор (рис. ХШ.2) состоит из стального литого корпуса 7, к которому на шпильках крепятся крышки / четырех гидравлических цилиндров 2. В полости А цилиндра 2 размещен главный поршень 3, укрепленный на штоке 6. Внутри поршня размещен вспомогательный поршень 4, служащий для фиксации плашек 10 в закрытом состоянии отверстия Г ствола скважины. Для закрытия отверстия плашками жидкость, управляющая их работой, поступает в полость А, под действием давления которой поршень перемещается слева направо.

Вспомогательный поршень 4 также перемещается вправо, и в конечном положении он нажимает на кольцо-защелку 5 и фиксирует тем самым плашки 10 в закрытом состоянии, что исключает самопроизвольное их открытие. Чтобы открыть отверстие Г ствола, надо передвинуть плашки влево. Для этого управляющая жидкость должна быть подана под давлением в полость В, которая перемещает вспомогательный поршень 4 по штоку 6 влево и открывает защелку 5. Этот поршень, дойдя до упора в главный поршень 3, передвигает его влево, тем самым раскрывая плашки. При этом управляющая жидкость, находящаяся в полости Ј, выжимается в систему управления.

Плашки 10 превентора могут быть заменены в зависимости от диаметра уплотняемых труб. Торец плашек по окружности уплотняется резиновой манжетой 9, а крышка 1 -- прокладкой //. Каждый из превенторов управляется самостоятельно, но обе плашки каждого превентора действуют одновременно. Отверстия 8 в корпусе 7 служат для присоединения превентора к манифольду. Нижним торцом корпус крепится к фланцу устья скважины, а к верхнему его торцу присоединяется универсальный превентор.

Как видно, плашечный превентор с гидравлическим управлением должен иметь две линии управления: одну для управления фиксацией положения плашек, вторую для их перемещения. Превенторы с гидравлическим управлением в основном применяют при бурении на море. В ряде случаев нижний превентор оборудуется плашками со срезающими ножами для перерезания находящейся в скважине колонны труб.

Универсальные превенторы

Универсальный превентор предназначен для повышения надежности герметизации устья скважины. Его основной рабочий элемент -- мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении---сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (ведущую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами. Эластичность резинового уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универсальных превенторов дает возможность вращать и расхаживать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.

Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непосредственного воздействия гидравлического усилия на уплотняющий элемент, либо вследствие воздействия этого усилия на уплотнение через специальный кольцевой поршень.

Универсальные превенторы со сферическим уплотняющим элементом и с коническим уплотнителем изготовляет ВЗБТ.

Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия (рис. XIII.4) состоит из корпуса 3, кольцевого плунжера 5 и кольцевого резинометал-лического сферического уплотнителя /. Уплотнитель имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двухтаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плунжер 5 ступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотнитель / фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4. Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры А и Б, изолированные друг от друга манжетами плунжера.

При подаче рабочей жидкости под плунжер 5 через отверстие в корпусе превентора плунжер перемещается вверх и обжимает по сфере уплотнение / так, что оно расширяется к центру и обжимает трубу, находящуюся внутри кольцевого уплотнения. При этом давление бурового раствора в скважине будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в скважине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отверстие. Верхняя камера Б служит для открытия превентора. При нагнетании в нее масла плунжер движется вниз, вытесняя жидкость из камеры А в сливную линию.

Вращающиеся превенторы.

Вращающийся превентор применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую трубу, замок или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газообразным агентом, с равновесной системой гидростатического давления на пласт, опробовать пласты в процессе газопроявлений.

II. Технологическая часть

2.1 Бурение нефтяных и газовых скважин

2.1.1 Ознакомление с приёмами ручной подачи долота, бурение с помощью регулятора подачи долота, обучение бурению ротором

Когда долото подаётся на забой, на него необходимо создать определённую нагрузку. Эта операция выполняется с пульта бурильщика. Бурильщик при помощи так называемой кочерги осуществляет спуск инструмента, а затем постепенно, очень медленно разгружает вес с крюка на долото. Нагрузка на талевый канат определяется по индикатору веса. На индикаторе цена деления может быть различна. При подвешенной талевой системе, но ненагруженном крюке индикатор веса покажет значение, соответствующее весу талевой системы.

Нагрузка на долото должна быть равна не более 75% веса колонны УБТ. Например, имеется компоновка: 100 м УБТ и 1000 м бурильных труб. Пусть вес колонны УБТ составляет 150 кН, а вес колонны БТ - 300 кН. Суммарный вес БК в этом случае будет составлять 450 кН. Необходимо подать на забой приблизительно 2/3 веса УБТ, т.е. в данном случае 100 кН. Для этого колонна плавно опускается на 9 м (длина наращиваемой трубы) до забоя. Момент контакта долота с забоем определяется по индикатору веса: стрелка показывает уменьшение веса на крюке. После этого необходимо очень медленно растормаживать лебёдку и постепенно нагружать долото до тех пор, пока стрелка на индикаторе веса не покажет 35 т. Для более точного определения веса колонны служит вернер, т.к. на индикаторе массы не всегда может быть заметно колебание стрелки. Он показывает, сколько делений прошла стрелка на индикаторе веса, т.е. 3 деления вернера равны 1 делению индикатора массы.

Роторы применяют для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спускоподъёмных операциях и вспомогательных работах.

Ротор -- это редуктор передающий вращение вертикально подвешенной колонне от горизонтального вала трансмиссии. Станина ротора воспринимает и передает на основание все нагрузки, возникающие в процессе бурения и при спускоподъемных операциях. Внутренняя полость станины представляет собой масляную ванну. На внешнем конце вала ротора, на шпонке, может цепное колесо или полумуфта карданного вала. При отвинчивании долота или для предупреждения вращения бурильной колонны от действия неактивного момента ротор застопоривают защелкой или стопорным механизмом. При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку скорость вращения ротора изменяют при помощи передаточных механизмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не связывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев при роторном бурении применяют индивидуальный, т. е. не связанный с лебедкой, привод к ротору.

В проходное отверстие ротора вставляются 2 вкладыша. Затем в зависимости от диаметра труб на ротор ставятся соответствующие клинья, которые присоединяются к четырём параллелям.

Параллели в свою очередь приводятся в движение при помощи ПКР (пневматические клинья ротора), которые крепятся с противоположной стороны от вала ротора.

При помощи педали, которая находится на пульте, бурильщик поднимает, либо опускает клинья.

Когда начинается бурение, клинья снимают с ротора, освобождая тем самым квадратное отверстие вкладышей. Затем в этом отверстии фиксируется так называемый кельбуш - подвижно закреплённая на ведущей трубе гайка, которая двигается по ней вверх-вниз.

Дальше с помощью трансмиссии задаются необходимые обороты ротора, и он приводится во вращение с пульта бурильщика.

2.1.2 Ознакомление с методикой рациональной отработки долот

Чтобы рационально отработать долото, необходимо выполнить норму по проходке. По мере углубления забоя породоразрушающий инструмент изнашивается, и для того, чтобы износ не произошёл раньше времени, необходимо соблюдать режим бурения.

Режим бурения включает в себя обороты ротора или забойного двигателя, нагрузку на долото и давление в насосах (на стояке). Так, для правильной отработки долота нагрузка на него должна составлять на более 75 % веса колонны УБТ. Перегрузка долота может обернуться его преждевременным износом или сломом шарошки, а недогрузка - падением проходки. Обороты ротора и давление на стояке задаются по геолого-техническому наряду.

...

revolution.allbest.ru

Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

ÓÄÊ 622.24:622.143(075.8) ÁÁÊ 33.131

Á 90

Ð å ö å í ç å í ò û:

кафедра нефтегазового промысла Кубанского государственного технологического университета; ä-ðòåõí. íàóê ïðîô.А.Т. Кошелев; ä-ðòåõí. íàóê ïðîô.Г.Т. Вартумян

Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А.

Б 90 Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. − М.: ООО «Недра-Бизнесцентр»,2003. − 1007 ñ.: èë.

ISBN 5-8365-0130-0

Освещены вопросы современной технологии бурения нефтяных и газовых скважин, в том числе наклонно направленных и горизонтальных. Описаны буровые долота и бурильные головки, бурильные трубы, турбобуры, винтобуры и электробуры, условия их работы и режимы бурения. Приведены характеристики и состав современных комплектных буровых установок, функциональное назначение и конструкции комплектующего оборудования. Особое внимание уделено специальному оборудованию для бурения скважин на море. Представлена необходимая для инженерных расчетов справочная информация. Рассмотрены некоторые методики технологических и техни- ческих расчетов.

Для студентов нефтегазовых вузов и факультетов.

ISBN 5-8365-0130-0

А.И. Булатов, Ю.М. Проселков, С.А. Шаманов, 2003

Оформление. ООО «Недра-Бизнесцентр»,2003

ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие ........................................................................................................................................

3

ЧАСТЬ 1. ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН...........................

5

Глава 1. Основы нефтегазопромысловой геологии ....................................................................

5

1.1. Состав земной коры ...................................................................................................................

5

1.2. Геохронология горных пород....................................................................................................

6

1.3. Осадочные горные породы и формы их залегания..............................................................

7

1.4. Образование залежей нефти и газа ........................................................................................

9

1.5. Физико-химическиесвойства нефти и газа...........................................................................

13

1.6. Поиски и разведка месторождений нефти и газа ................................................................

14

1.7. Составление геологического разреза скважины...................................................................

19

1.8. Состав и минерализация подземных вод................................................................................

20

1.9. Исследования в скважинах .......................................................................................................

22

Глава 2. Общие понятия о строительстве скважин ...................................................................

24

2.1. Основные понятия и определения...........................................................................................

25

2.2. Геологическое обоснование места заложения и проектирование скважины как

инженерного сооружения ................................................................................................................

27

2.3. Монтаж оборудования для сооружения скважины .............................................................

28

2.4. Проходка ствола скважины ......................................................................................................

29

2.5. Буровые долота............................................................................................................................

32

2.6. Бурильная колонна......................................................................................................................

36

2.7. Привод долота..............................................................................................................................

39

2.8. Особенности бурения скважин на акваториях.....................................................................

41

2.9. Крепление скважин и разобщение пластов...........................................................................

44

Глава 3. Механические свойства горных пород .........................................................................

46

3.1. Общие положения.......................................................................................................................

46

3.2. Механические и абразивные свойства горных пород .........................................................

48

3.3. Влияние всестороннего давления, температуры и водонасыщения на некоторые

свойства горных пород .....................................................................................................................

59

Глава 4. Буровые долота...................................................................................................................

61

4.1. Шарошечные долота ...................................................................................................................

62

4.2. Кинематика и динамика шарошечных долот.........................................................................

70

4.3. Алмазные долота..........................................................................................................................

80

4.4. Лопастные долота........................................................................................................................

82

Глава 5. Работа бурильной колонны .............................................................................................

85

5.1. Физическая модель бурильной колонны ................................................................................

86

5.2. Устойчивость бурильной колонны...........................................................................................

89

5.3. Напряжения и нагрузки в трубах бурильной колонны.......................................................

92

Глава 6. Промывка скважин............................................................................................................

98

6.1. Термины и определения.............................................................................................................

98

6.2. Функции процесса промывки скважин..................................................................................

104

6.3. Требования к буровым растворам...........................................................................................

106

6.4. Буровые промывочные растворы ............................................................................................

107

6.5. Приготовление и очистка буровых растворов ......................................................................

120

6.6. Технология химической обработки бурового раствора ......................................................

145

6.7. Гидравлический расчет промывки скважины несжимаемой жидкостью........................

146

6.8. Методы утилизации отработанных буровых растворов и бурового шлама....................

152

6.9. Методы обезвреживания отработанных буровых растворов и шлама ............................

157

Глава 7. Осложнения при бурении, их предупреждение и борьба с ними .........................

161

7.1. Классификация осложнений.....................................................................................................

161

7.2. Разрушение стенок скважины..................................................................................................

165

7.3. Поглощения жидкостей в скважинах......................................................................................

168

7.4. Газонефтеводопроявления.........................................................................................................

200

7.5. Прихваты, затяжки и посадки колонны труб........................................................................

209

Глава 8. Режимы бурения ................................................................................................................

234

8.1. Вводные понятия .........................................................................................................................

234

8.2. Влияние различных факторов на процесс бурения .............................................................

236

8.3. Влияние дифференциального и угнетающего давлений на разрушение горных

пород.....................................................................................................................................................

239

8.4. Рациональная отработка долот .................................................................................................

248

8.5. Проектирование режимов бурения.........................................................................................

250

8.6. Очистка бурящейся скважины от шлама...............................................................................

259

Глава 9. Бурение наклонно направленных и горизонтальных скважин ..............................

266

9.1. Цели и задачи направленного бурения скважин ..................................................................

266

9.2. Основы проектирования направленных скважин................................................................

267

9.3. Факторы, определяющие траекторию забоя скважины......................................................

283

9.4. Забойные компоновки для бурения направленных скважин.............................................

289

9.5. Методы и устройства контроля траектории скважин .........................................................

291

9.6. Особенности бурения и навигации горизонтальных скважин...........................................

303

Глава 10. Вскрытие и разбуривание продуктивных пластов...................................................

310

10.1. Разбуривание продуктивного пласта.....................................................................................

311

10.2. Технологические факторы, обеспечивающие бурение и вскрытие продуктивного

пласта....................................................................................................................................................

312

10.3. Изменение проницаемости призабойной зоны пласта. Буровые растворы для

заканчивания скважин ......................................................................................................................

313

10.4. Опробование пластов и испытание скважин в процессе бурения .................................

328

Глава 11. Конструкции скважин. Фильтры..................................................................................

336

11.1. Основы проектирования конструкций скважин ................................................................

337

11.2. Конструкции забоев скважин.................................................................................................

353

Глава 12. Крепление скважин и разобщение пластов ..............................................................

359

12.1. Подготовка ствола скважины .................................................................................................

359

12.2. Технология крепления скважин обсадными колоннами....................................................

361

12.3. Тампонажные цементы и растворы.......................................................................................

391

12.4. Расчет цементирования скважин ...........................................................................................

Глава 13. Вторичное вскрытие продуктивных пластов, вызов притока нефти (газа) и

освоение скважин..............................................................................................................................

407

13.1. Пулевая перфорация ................................................................................................................

407

13.2. Кумулятивная перфорация......................................................................................................

408

13.3. Перфорация при депрессии на пласт....................................................................................

415

13.4. Перфорация при репрессии на пласт ...................................................................................

417

13.5. Специальные растворы для перфорации скважин.............................................................

418

13.6. Буферные разделители .............................................................................................................

421

13.7. Технология заполнения скважины специальной жидкостью ...........................................

423

13.8. Вызов притока путем замещения жидкости в эксплуатационной колонне...................

423

13.9. Вызов притока с помощью воздушной подушки................................................................

424

13.10. Вызов притока с использованием пусковых клапанов....................................................

426

13.11. Вызов притока с помощью струйных аппаратов..............................................................

427

13.12. Поинтервальное снижение уровня жидкости в скважине..............................................

429

13.13. Снижение уровня жидкости в скважине поршневанием (свабированием) ................

429

13.14. Вызов притока из пласта методом аэрации .......................................................................

430

13.15. Снижение уровня жидкости в скважине в условиях аномально низкого пластово-

го давления ..........................................................................................................................................

432

13.16. Вызов притока из пласта с применением двухфазных пен ............................................

434

13.17. Технология вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов............

436

13.18. Вызов притока из пласта с помощью комплектов испытательных инструментов.....

440

13.19. Применение газообразных агентов для освоения скважин. Освоение скважин

азотом ...................................................................................................................................................

442

ЧАСТЬ 2. ТЕХНИКА БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ..................................

445

Глава 14. Буровые установки ..........................................................................................................

445

14.1. Требования, предъявляемые к буровым установкам .........................................................

445

14.2. Классификация и характеристики установок .....................................................................

447

14.3. Комплектные буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочно-

го бурения............................................................................................................................................

448

14.4. Выбор вида и основных параметров буровой установки .................................................

455

14.5. Выбор схемы и компоновки оборудования буровой установки......................................

457

14.6. Требования к кинематической схеме буровой установки ................................................

460

14.7. Буровые установки производства ОАО «Уралмашзавод».................................................

461

14.8. Буровые установки производства ОАО «Волгоградский завод буровой техники»......

465

Глава 15. Спускоподъемный комплекс .........................................................................................

468

15.1. Процесс подъема и спуска колонн. Функции комплекса .................................................

468

15.2. Кинематическая схема комплекса для СПО ........................................................................

471

15.3. Талевая система.........................................................................................................................

474

15.4. Выбор стальных канатов для талевых систем......................................................................

476

15.5. Кронблоки и талевые блоки....................................................................................................

482

15.6. Буровые крюки и крюкоблоки...............................................................................................

486

15.7. Талевые механизмы буровых установок ОАО «Уралмашзавод» .....................................

491

15.8. Талевые механизмы буровых установок ВЗБТ....................................................................

492

15.9. Буровые вышки .........................................................................................................................

494

15.10. Буровые лебедки......................................................................................................................

504

15.11. Тормозные системы буровых лебедок ................................................................................

520

15.12. Объем спускоподъемных операций.....................................................................................

534

15.13. Кинематика подъемного механизма ....................................................................................

536

15.14. Динамика подъемного механизма ........................................................................................

538

Глава 16. Оборудование системы промывки скважин ..............................................................

539

16.1. Буровые насосы.........................................................................................................................

539

16.2. Манифольд..................................................................................................................................

563

16.3. Вертлюг........................................................................................................................................

566

Глава 17. Поверхностная циркуляционная система ..................................................................

574

17.1. Параметры и комплектность циркуляционных систем .....................................................

575

17.2. Блоки циркуляционных систем ..............................................................................................

593

17.3. Перемешиватели........................................................................................................................

602

17.4. Оборудование для очистки бурового раствора от шлама.................................................

607

17.5. Дегазаторы для буровых растворов.......................................................................................

613

17.6. Установка для обработки бурового раствора на базе центрифуги.................................

615

17.7. Всасывающие линии для буровых насосов ..........................................................................

616

Глава 18. Породоразрушающий инструмент: буровые долота, бурильные головки,

расширители, калибраторы.............................................................................................................

618

18.1. Шарошечные долота .................................................................................................................

619

18.2. Лопастные долота......................................................................................................................

627

18.3. Фрезерные долота .....................................................................................................................

632

18.4. Долота ИСМ ...............................................................................................................................

633

18.5. Алмазные долота........................................................................................................................

637

18.6. Шарошечные бурильные головки ..........................................................................................

639

18.7. Лопастные и фрезерные твердосплавные бурильные головки ........................................

644

18.8. Алмазные бурильные головки и бурильные головки ИСМ...............................................

645

18.9. Керноприемный инструмент...................................................................................................

647

18.10. Расширители.............................................................................................................................

650

18.11. Калибраторы-центраторы ......................................................................................................

650

Глава 19. Бурильные трубы. Расчет бурильных колонн ...........................................................

652

19.1. Ведущие бурильные трубы ......................................................................................................

652

19.2. Бурильные трубы с высаженными концами и муфты к ним ...........................................

659

19.3. Замки для бурильных труб с высаженными концами .......................................................

669

19.4. Бурильные трубы с приваренными замками .......................................................................

671

19.5. Легкосплавные бурильные трубы ..........................................................................................

674

19.6. Утяжеленные бурильные трубы .............................................................................................

678

19.7. Переводники для бурильных колонн.....................................................................................

683

19.8. Общие принципы и методика расчета компоновки бурильных труб в колонне..........

686

Глава 20. Привод долота: буровые роторы, забойные двигатели...........................................

693

20.1. Буровые роторы ........................................................................................................................

693

20.2. Турбобуры ..................................................................................................................................

707

20.3. Винтовые забойные двигатели................................................................................................

733

20.4. Турбовинтовые забойные двигатели......................................................................................

746

20.5. Электробуры ..............................................................................................................................

747

Глава 21. Устьевое оборудование бурящихся скважин.............................................................

753

21.1. Колонные головки.....................................................................................................................

753

21.2 Противовыбросовое оборудование.........................................................................................

768

Глава 22. Обсадные трубы. Расчет обсадных колонн................................................................

799

22.1. Обсадные трубы и муфты к ним............................................................................................

799

22.2. Расчет обсадных колонн ..........................................................................................................

818

Глава 23. Силовой привод бурового комплекса..........................................................................

829

23.1. Типы приводов, их характеристики ......................................................................................

829

23.2. Выбор двигателей силовых приводов....................................................................................

832

23.3. Средства искусственной приспособляемости для приводов ............................................

832

23.4. Муфты .........................................................................................................................................

848

23.5. Цепные передачи буровых установок...................................................................................

863

23.6. Силовые агрегаты и двигатели современных буровых установок ..................................

872

23.7. Компоновка силовых приводов и трансмиссий..................................................................

881

Глава 24. Оборудование для механизации и автоматизации технологических

процессов.............................................................................................................................................

888

24.1. Автоматизация подачи долота.................................................................................................

888

24.2. Автоматизация спуска-подъема(ÀÑÏ)..................................................................................

896

24.3. Буровой ключ автоматический стационарный....................................................................

902

24.4. Пневматический клиновой захват..........................................................................................

911

24.5. Вспомогательная лебедка .........................................................................................................

917

Глава 25. Техника для бурения нефтяных и газовых скважин на море ...............................

919

25.1. Особенности разработки морских нефтяных и газовых месторождений .....................

919

25.2. Основные виды технических средств для освоения морских нефтяных и газовых

месторождений ...................................................................................................................................

920

25.3. Плавучие буровые средства (ПБС) ........................................................................................

922

25.4. Самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) .....................................................

922

25.5. Полупогружные плавучие буровые установки (ППБУ) .....................................................

935

25.6. Буровые суда (БС).....................................................................................................................

947

25.7. Буровые вышки для ПБС.........................................................................................................

958

25.8. Подводное устьевое оборудование ........................................................................................

964

25.9. Системы удержания плавучих буровых средств на точке бурения................................

987

25.10. Морские стационарные платформы (МСП).......................................................................

994

25.11. Охрана окружающей среды при бурении на море ..........................................................

1001

Список литературы............................................................................................................................

1003

ПРЕДИСЛОВИЕ

«Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин» является одной из специальных дисциплин, определяющих профиль инженера по машинам и оборудованию нефтяных и газовых промыслов. Цель преподавания дисциплины − дать студентам знания по технологии бурения нефтяных и газовых скважин и познакомить с техникой, которая обеспе- чивает выполнение в условиях бурения всех технологических процессов и операций. Эти знания необходимы инженеру-механикупри проектировании, монтаже и эксплуатации буровых установок, отдельного оборудования к ним, устройств, узлов и приспособлений, выполнения ремонтных работ.

Развитие нефтяной и газовой промышленности предполагает широкое использование буровых работ с целью поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Бурение нефтяных и газовых скважин, как ветвь нефтегазовой отрасли, должно постоянно совершенствоваться, особенно в связи с увеличением объемов работ по глубокому и сверхглубокому бурению, в том числе на акваториях, а также с растущими потребностями бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Программой дисциплины «Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин» предусматривается изучение всех составляющих цикла строительства скважин, начиная с понятия о скважинах, их классификации, конструкциях, применяемых технических средств и технологических операций для разрушения горных пород и проходки ствола и заканчивая процессами вскрытия и опробования продуктивных горизонтов, крепления скважин обсадными колоннами и разобщения пластов тампонажными материалами, освоения и испытания скважин. Кроме того, уделяется должное внимание буровым установкам и комплектующему их оборудованию. Особое внимание уделено специальным буровым установкам, предназначенным для бурения скважин на акваториях.

Учебники, полностью удовлетворяющие требованиям программы дисциплины, отсутствуют. По отдельным разделам программы имеется учебная литература, но, к сожалению, многие ее материалы устарели, так как они не обновлялись по меньшей мере последние 15 лет.

Представленная книга призвана ликвидировать указанные пробелы в учебной литературе и представить учебный материал по бурению нефтяных и газовых скважин в современном его понимании. Она состоит из двух частей: первая часть посвящена технологии бурения нефтяных и газовых скважин, вторая − технике для сооружения этих скважин, буровому инструменту и подземному оборудованию. Отдельная глава посвящена специальному оборудованию для морского бурения скважин, которое успешно развивается как одна из ветвей нефтегазовой отрасли и по которой возможна специализация подготовки инженера-механика.Такое располо-

3

жение учебного материала логично, так как технология определяет требования к буровому оборудованию и инструменту для сооружения скважин.

Инженер-механикобязан уметь выполнять расчеты, необходимые как при конструировании, так и при эксплуатации бурового оборудования. Поэтому учебник в достаточной степени насыщен простейшими расчетными методиками исправочно-информационнымматериалом.

В конце книги приведен список использованной авторами основной литературы. Эта литература также рекомендуется для более глубокого изу- чения технологии и техники бурения нефтяных и газовых скважин.

Учебник охватывает все процессы и операции, выполняемые при бурении скважин, в том числе в осложненных геологических условиях; содержит справочную информацию, необходимую для технологических рас- четов; в нем описаны буровые установки, составляющее их буровое оборудование, породоразрушающий инструмент, бурильные и обсадные трубы; приведены технические характеристики оборудования и инструментов, необходимые при их выборе для конкретных условий сооружения скважины. В этом отношении учебник универсальный и поэтому может успешно использоваться в учебном процессе при подготовке специалистов других специальностей нефтегазового направления, в учебных планах которого предусмотрено изучение дисциплины «Бурение нефтяных и газовых скважин».

Для успешного изучения материала дисциплины студентам необходимы знания по математике, физике, химии, гидромеханике, термодинамике, теоретической и прикладной механике, сопротивлению материалов и материаловедению, а также по основам нефтяного и газового дела.

1 ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

ЧАСТЬ СКВАЖИН

1 ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙГЛАВА ГЕОЛОГИИ

Геологическая информация является основой решения практи- чески всех вопросов проектирования сооружения скважин и управления буровыми процессами. Характеристики проходимых скважиной пород и пластовых флюидов во многом обусловливают выбор долот, бурового раствора, методов вскрытия продуктивных горизонтов, крепления стенок скважины и разобщения пластов. Для морского бурения огромное значе- ние имеют сведения о гидрометеорологических условиях, а также характеристики глубин морей, морских волнений, приливов и отливов, морских течений, ветра, ледовой обстановки.

1.1. СОСТАВ ЗЕМНОЙ КОРЫ

Геология − наука о составе, строении и истории Земли. Предполагают, что Земля состоит из нескольких различимых по свой-

ствам оболочек: литосферы толщиной 50−70 км; мантии до глубины 2900 км; ядра в интервале глубин 2900−6380 км. Над литосферой находятся водная оболочка − гидросфера, а выше − газовая оболочка − атмосфера. Литосфера сложена горными породами, основу которых составляют различные минералы − природные вещества, приблизительно однородные по химическому составу и физическим свойствам, возникшие в результате физико-химическихпроцессов.

Классификация горных пород по происхождению:

А. Магматические (изверженные) − кристаллические породы, образовавшиеся в результате застывания расплавленного вещества (магмы).

Б. Осадочные − породы, составленные из мельчайших кусочков различных минералов, часто сцементированных между собой, содержащие остатки животных и растительных организмов. По способу накопления в

5

земной коре различают механические осадки, породы химического и смешанного происхождения.

Механические осадки − результат денудационных процессов солнечноветроводяного разрушения и переноса осадков магматических пород (валуны, галечник, гравий). Химические породы (и некоторые причисляемые к осадочным породам) образовались путем химических реакций и накопления на земной поверхности сложных солей (каменная соль, ангидрид, гипс). Породы смешанного происхождения включают в себя обломочный материал, вещества органического и химического происхождения (известняки, мел, глины, пески, песчаники).

В. Метаморфические горные породы − это вторично переплавленные осадочные и изверженные породы в результате погружения их в расплавленную часть Земли (кварциты, мраморы, сланцы, гнейсы).

1.2. ГЕОХРОНОЛОГИЯ ГОРНЫХ ПОРОД

Для определения историко-геологическихзакономерностей накопления горных пород и формирования Земли как планеты используют стратиграфическую шкалу, на основе которой составлена геохронологиче- ская таблица, отражающая расположение в определенной последовательности условных отрезков времени формирования земной коры (табл. 1.1).

Ò à á ë è ö à 1.1

Геохронологическая таблица

Ýðà

Период

Эпоха

Возраст,

ìëí ëåò

Кайнозойская

Чертвертичный (ан-

Голоценовая

тропогеновый)

Плейстоценовая

2

Неогеновый

Плиоценовая

Миоценовая

26

Палеогеновый

Олигоценовая

Эоценовая

Палеоценовая

67

Мезозойская

Меловой

Позднемеловая

Раннемеловая

137

Юрский

Позднеюрская

Среднеюрская

Раннеюрская

195

Триасовый

Позднетриасовая

Среднетриасовая

Раннетриасовая

240

Палеозойская

Пермский

Позднепермская

Раннепермская

285

Каменноугольный

Позднекаменноугольная

(Карбон)

Среднекаменноугольная

Раннекаменноугольная

360

Девонский

Позднедевонская

Среднедевонская

Раннедевонская

410

Силурийский

Позднесилурийская

Раннесилурийская

440

Ордовикский

Позднеордовикская

Среднеордовикская

Раннеордовикская

500

Кембрийский

Позднекембрийская

Среднекембрийская

Раннекембрийская

570

Ï ð î ä î ë æ å í è å ò à á ë. 1.1

Ýðà

Период

Эпоха

Возраст,

ìëí ëåò

Протерозойская

Позднепротерозой-

Вендская

ñêèé

Позднерифейская

Среднерифейская

Раннерифейская

1600

Среднепротерозой-

1900

ñêèé

Раннепротерозойский

2600

Архейская

>2600

1.3. ОСАДОЧНЫЕ ГОРНЫЕ ПОРОДЫ И ФОРМЫ ИХ ЗАЛЕГАНИЯ

Основной признак осадочных горных пород − их слоистость, т.е. накопление в виде более или менее однородных пластов (слоев). Поверхность, ограничивающую пласт сверху, называют кровлей, а поверхность, ограничивающую пласт снизу, − подошвой.

Кровля нижележащего пласта является одновременно подошвой вышележащего, а подошва вышележащего − кровлей нижележащего. Первич- но образовавшиеся пласты залегали почти горизонтально, но в результате последующей деформации земной коры форма залегания часто изменялась до существенно наклонной или даже вертикальной.

Пласт характеризуется мощностью и углом падения в данной точке в конкретном направлении (рис. 1.1). Различают истинную (кратчайшее рас-

Рис. 1.1. Наклонно залегающие пласты в форме складки:

ÀÁ − горизонтальная мощность;ÀÄ − вертикальная мощность;ÀÑ − истинная мощность

Рис. 1.2. Моноклиналь

7

studfiles.net

Технология бурения нефтяных скважин, оборудование, подготовка

Бурение скважин является необходимым для эффективной разведки ландшафта и прибавления нефтегазовых запасов, в которых нуждается все мировое пространство. Процесс бурения скважин требует значительных усилий и состоит с нескольких этапов, начальный из которых определяет устье скважины, а последний – дно, называемое забоем.

Подготовка к бурению скважины

  1. Сейсмические исследования территории. Геологи проводят подробный анализ грунта, включая его поверхность, наличие горных пород, ландшафт, гравитационное и магнитное поле Земли. В ходе исследования, определяется точное место бурения скважины.
  2. Конкретное обозначение координат сооружения скважины. В водном пространстве местность обозначают с помощью буев, на суше применяют GPS координаты.
  3. Получение юридического разрешения на добывание ископаемых.

Непосредственно перед началом работы, выравнивают площадку для бурения скважины, а рядом вырывают яму, которая станет местом для сброса грязи и бурового шлама. Очень важно, чтобы в близости был источник воды, которая необходима в процессе производства скважины.

Процесс бурения скважины

  1. Разработка пускового отверстия. С помощью бурильной машины делают мелкое, но широкое отверстие, которое выравнивают с помощью ведущей трубы.
  2. Применение нефтяной вышки для бурения основной части скважины. Разработка скважины продолжается до достижения места залегания нефти. Когда главная часть работы сделана, устанавливается долото, трубная муфта, бурильная труба и происходит вынос разрубленных частиц породы на поверхность.
  3. Помещение обсадной трубы в отверстие. Отверстие нужно зацементировать, тем самым защищая от обвала стенки скважин.
  4. Исследование образцов породы и определение достижения пласт-коллектора.

Когда пласт-коллектор достигнут, в обсадных трубах, с помощью перфорационной пушки простреливают небольшие отверстия, а в скважину опускают гибкую трубу. Ее внешнюю часть пломбируют «пакером» и, применяя мультиклапанную структуру, контролируют приток нефти. Далее буровую установку демонтируют, а в устье скважины устанавливают насос.

Оборудование для бурения скважины

promdevelop.ru


Смотрите также