Технология и бурение нефтяных и газовых скважин

метки: Скважина, Бурение, Работа, Нефтяной, Газовый, Технология, Курсовой, Интервал

Верхнечонское нефтегазовое месторождение расположено в Катангском районе на север Иркутской области и является одним из крупнейших в Восточной Сибири.

Месторождение открыто в 1978 г, название получило по реке Чона. С 2005 г осваивалось в режиме опытно-промышленной эксплуатации, в октябре 2008 г подключено к ВСТО (до окончания его строительства нефть с Верхнечонского НГМ шла по трубопроводу в реверсном режиме, на запад), тогда же месторождение было введено в промышленную эксплуатацию.

На месторождении действует порядка 205 скважин общим дебитом 25 тыс. т/сутки. Используется технология сквозной перфорации нескольких нефтеносных пластов горизонтальными скважинами. Широко используются горизонтальные скважины. Применяется технология продавливания пластовой нефти к кустовому стволу с помощью растворов, откуда нефть подается на установку подготовки нефти (УПН).

Нужно отметить, что нефть Верхнечона довольно чистая. По состоянию на 31.12.2010 г доказанные запасы составляли 82,2 млн. т нефти и 6,9 млрд. м³ газа. Ныне запасы извлекаемой нефти прогнозируется на уровне 200 млн. т, природного газа — 95,5 млрд. м³. Добыча нефти в 2010 г достигла 0,6 млн. т.

В октябре 2014 г <#»866909.files/image001.gif»> , (2.1)

где щ — окружная скорость, м/с

D — диаметр долота, м.

n = = 60 об/мин

подача насосов, л/с

Q = K ₀ S_з , (2.2)

где K ₀ — коэффициент очистки забоя (0,06 — 0,1), см³ /с·см²

S _з — площадь забоя, см²

Q = 0,07·642 = 45 л/с

Бурение под кондуктор диаметром 245 мм предусматривается роторным способом в интервале от 60 до 560 м с использованием шарошечных долот диаметром 311,1 мм.

Осевая нагрузка, кН

Р = Р _уд D, (2.3)

где Р _уд — удельная нагрузка на долото, кН/мм

D — диаметр долота, мм.

Р = 0,5·311,1 = 160 кН = 16 т.

n = = 74 об/мин.

Высоковязкая и тяжелая нефть в балансе запасов углеводородов РФ

... и крупных месторождений высоковязкой и тяжелой нефти обладает значительной перспективностью. Рисунок 1 - Распределение высоковязких нефтей по субъекта России [7] Таблица 1 – Запасы крупнейших месторождений с тяжелой и вязкой нефтью Месторождения Остаточные запасы А+В+С , млрд, т ...

Q = 0,07·871 = 61 л/с.

Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм интервала 560-1850 м ведётся винтовым забойным двигателем (ВЗД) долотами диаметром 215,9 мм. Буровые насосы должны быть снабжены втулками 150 мм.

Р = 0,9·215,9 = 200 кН = 20 т.

n = = 110 об/мин.

Q = 0,07·365 = 25,5 л/с.

Бурение открытого ствола в интервале 1850-2050 м ведётся ВЗД долотами диаметром 139,7 мм.

Р = 0,9·139,7 = 125 кН = 12,5 т.

n = = 180 об/мин.

Q = 0,07

• 274= 20 л/с.

2 Выбор породоразрушающего

Размеры долот, указанные ниже, выбраны в зависимости от конструкции скважины и на основании рекомендаций по величинам кольцевого зазора между стенкой скважины и муфтой обсадных колонн.

Тип долот установлен в соответствии с крепостью и абразивностью горных пород в разрезе скважины и с учетом последних достижений по показателям работы долот каждого типа.

2.3 Выбор промывочной жидкости

Тип бурового раствора, компонентный состав и границы его применения установлены исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

2.4 Приготовление и регулирование свойств буровых растворов

Обоснование плотности бурового раствора

Пластовое давление в этом интервале ниже гидростатического или ближе к нему. Так как вскрытие продуктивных горизонтов здесь не будет, то основная задача раствора профилактическая, т.е. предупредить поглощение промывочной жидкости, осыпи и обвалы стенок скважины.

В соответствии с пунктом 2.2.6.6 ПБ 08-624-03 и исходя из практического опыта бурения, с целью снижения давления на поглощающие горизонты, предотвращения потери устойчивости ствола скважины, плотность бурового раствора принимается 1,1-1,12 г/см ³ .

Бурение под кондуктор в интервале 300-500 м. Пластовые давления по разрезу близки к гидростатическому. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения рассчитывается исходя из создания столбом бурового раствора гидростатического давления, превышающего пластовое, согласно п. 2.7.3.3 ПБ 08-624-03, а также наличия пластов каменной соли.

Рпл = 0,01∙500 = 5 МПа.

Необходимое превышение гидростатического давления над пластовым: ∆Р = 0,01 ∙ 50 = 0,5МПа.

Плотность бурового раствора, г/см ³

γ = (Рпл + ∆Р)/0,1∙ L = (5 + 0,5)/0,1 ∙ 500 = 1,1 г/см ³ (2.1)

где Р _пл -давление (пластовое), МПа

∆Р — гидростатического давления, Мпа

L — длина скважины, метры

Однако, с целью предотвращения размыва отложения солей принимаем плотность бурового раствора — 1,22 г/см ³ .

Применение буровых установок глубокого бурения на Заполярном месторождении

... Заполярном месторождении достигнет 130 млрд м3/ год газа, газового конденсата - 3 млн т/год. Физико-географический очерк. Заполярное месторождение ... бурового раствора в скважину. При глубоком бурении используются двухцилиндровые поршневые насосы двойного действия или многоцилиндровые одинарного действия. Промывочная жидкость под давлением ... ханты, ненцы, русские и другие, плотность - 1 человек на 6 ...

Бурение под эксплуатационную колонну d=168мм в интервале глубин по стволу 500-1850 м.

Пластовое давление в осинском горизонте 14,9 МПА (149 кгс/см ² ), преображенском — 15,6 МПа (156 кгс/см² ).

Рекомендуемое превышение гидростатического давления над пластовым:

∆Р = 0,05 ∙ 14,9 = 0,745 кгс/см ²

Плотность бурового раствора:

γ = (Рпл + ∆Р)/0,01 ∙ L = (14,9 + 0,745)/0,01 ∙ 1366 = 1,15 г/см ³

С учетом проходимых галогенно-карбонатных пород удельный вес бурового раствора принимаем 1,24-1,26 г/см ³ .

Бурение до проектной глубины по продуктивному горизонту 1850-2050 м. Пластовое давление в Верхнечонском горизонте равно 15,7 МПа (157 кгс/см ² ).

Превышение гидростатического давления над пластовым:

∆Р = 0,05 ∙ 16 = 0,8 МПа.

Тогда плотность бурового раствора:

γ = (Рпл + ∆Р)/0,1 ∙ L = (16 + 0,8)/0,01 ∙ 1636 = 1,03 г/см ³ .

Для расчета принимаем плотность раствора 1,05-1,1 г/см ³ .

5 Расчет гидравлической программы бурения

Гидравлическая программа является основной частью проектного режима проводки скважины.

Расчет необходимого расхода бурового раствора

по удельному расходу на единицу диаметра забоя:

Интервал 0-300м

, (2.5.1)

где q = удельный расход 0,3-0,7 ,м/с

F _з =площадь забоя, м²

площадь забоя, м ²

, (2.5.2)

Интервал 300-500м

Q3 = 0,63*0,0366 = 0,0231 м ³ /с

по рекомендуемой скорости восходящего потока в кольцевом пространстве скважины:

Q= Vп* Fк, (2.5.3)

где Vп — скорость восходящего потока, м/c

Fк — площадь кольцевого пространства скважины, м ²

0-500 м бурение под кондуктор

Максимальная площадь кольцевого пространства, м ²

(2.5.4)

Диаметр наиболее крупных частиц шлама, м

(2.5.5)

Скорость витания:

, (2.5.6)

(2.5.7)

=0,635+0,127=0,762 м/с

Q1>0,762*0,05149=0,0392 м3/с

• 1850 — бурение под эксплуатационную колонну

Q1>0,766*0,01962=0,0150 м ³ /с

по условиям недопущения прихватов и размыва стенок скважины:

недопущения прихватов:

м³ /сек, (2.5.8)

Где — максимальная площадь кольцевого

— минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве; принимаем =0,5 м/сек;

Интервал 0-500м=0,5 × × (0,2953² — 0,147² ) =0,0427 м³ /сек

Интервал 500-1120 м=0,5 × × (0,2159² — 0,147² ) =0,0267 м³ /сек

недопущения размыва:

м³ /сек, (2.5.9)

где — минимальная площадь кольцевого пространства;

— максимально допустимая скорость течения, жидкости в

кольцевом пространстве, м/сек; принимаем =1,5 м/сек.

Интервал 0-500м=1,5 × × (0,2953² — 0,240² ) =0,035 м³ /сек=1,5 × × (0,2159² — 0,195² ) =0,010 м³ /сек

Производится выбор расхода промывочной жидкости с учетом паспортного диапазона гидравлических забойных двигателей

6 Выбор и расчет конструкции КНБК

С учетом большого отклонения от вертикали и значительного удлинения ствола скважины, около 528 м, для всей бурильной колонны могут быть использованы трубы с наружным диаметром 127 мм, типа ТБПК (ПК), толщиной стенки 9,2 мм, марки Д, Е, замковым соединением 3П-162-95.

Согласно первую над УБТ секцию КБТ длиной 250м скомпонуем из труб 127 х 9,2 марки «Д».

2.7 Выбор бурового оборудования

Тип буровой установки для бурения скважины выбран с учетом конкретных геологических, климатических, энергетических, дорожно-транспортных условий, с учетом технико-технологических требований для бурения скважины (глубины и конструкции скважины, веса бурильных и обсадных колонн), с учетом основных параметров комплекса буровых установок согласно ГОСТ 16293-82.

Нагрузка на крюке буровой установки от максимальной массы обсадной колонны с учетом коэффициента 1,1 составит 59 т.

Нагрузка на крюке буровой установки от максимальной массы бурильной колонны с учетом коэффициента 1,5 (для момента затяжек и расхаживания) составит 130,2 т.

Учитывая конкретные условия бурения скважины и согласно ГОСТу 16293-82 масса наиболее тяжелой колонны труб не должна превышать 0,6 допустимой нагрузки на крюке буровой установки, т. е. 310∙0,6 = 186 т >130. т, принимается буровая установка “

Проектом принимается аналог БУ «Уралмаш 3Д — 86» иностранная БУ Т — 505 с верхним приводом, что позволяет бурить горизонтальные скважины и отвечает современным международным стандартам.

Ниже приведены основные параметры выбранного проекта.

3. Вспомогательные цеха и службы

3.1 Ремонтная база

К вспомогательному производству относится база производственного обслуживания (БПО) которая состоит из:

прокатно-ремонтных цехов

бурового оборудования (ПРЦБО),

электроснабжения (ПРЦЭЭ),

турбобуров и труб (ПРЦТТ),

цеха пароводоснабжения (ЦПВС);

цеха промывочной жидкости (ЦПЖ),

цеха автоматизации производства (ЦАП).

2 Энергетическая база

Источник электроснабжения — энергосистема, находящаяся на расстоянии 2 км от буровой установки. Протяженность линии электропередачи составляет 2 км., мощность ЛЭП составляет 6 кВ. Заявленная мощность трансформаторов с учетом коэффициента запаса (Кз = 0,78) составляет: 1000*2*0,78=1560 кВт, суммарная мощность системы электроснабжения буровой (Кф=0,9) составит 1400 кВт.

Количество потребляемой электроэнергии при сооружении скважины представлено в табл. 2

Таблица 2

Электроприборы и электрооборудование	Кол-во	Мощность единицы, кВт	Рабочее время, часы	Итого мощность, кВт	1	550	40,79	22434,5
Верхний привод	1	180	40,79	7342,2
Буровой насос (1й)	1	600	407,98	244788
Буровой насос (2й)	1	600	40,18	24108
Циркуляционная система	1	405	407,98	165231,9
Освещение вагонов	24	0,1	576	57,6
Плиты в столовой	3	5	576	2880
Обогрев вагонов	12	2	576	1152
Наружное освещение				7,065

.3 Водные ресурсы и водоснабжение

Район месторождения представляет собой равнинную, слабовсхолмленную местность, сильно заболоченную с большим количеством рек и озёр.

Для технических целей планируется возвести водозаборную скважину с дебитом 7,08 м3/ч, глубиной 187 метров, проектный горизонт — четвертичные отложения. Артезианская скважина возводится на кустовой площадке, расстояние до буровой 75 м. Диаметр водопровода 50мм.Объем запасных емкостей для воды составляет 50 м3. Потребность в технической воде: в летний период 65,2 м3/сут, в зимний период — 135,94 м3/сут.

После окончания эксплуатации скважины УБР ликвидирует артскважину в соответствии с РД 08-492-02.

Питьевая вода завозится каждые сутки в объеме 200 литров.

.4 Охрана окружающей среды. Основные источники загрязнения

Основные загрязняющие вещества, их источники по соответствующим этапам представлены в таблице 3.

Таблица 3 — Загрязняющие вещества, образующиеся при строительстве скважин и их источники

Наименование этапов работ		Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу	Примечания
I. Этап Строительно-монтажные работы (Планировка и обустройство площадки под буровую, установка вышки и оборудования, продуктопроводов и т.д.)	Транспорт, спецтехника, дизель-электростанция, материалы (цемент и пр.), емкости хранения ГСМ, сварочные работы	Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (диз.т.), сажа (в пересчете на С), диоксид серы, глинопорошок, цемент, КМЦ, недифференцированный остаток, окись марганца, окись хрома, фториды
II. Этап Бурение, крепление	Дизельная электростанция, ДВС, транспорт (ДВС), емкости ГСМ, емкости мазута, котельная (котлы), материалы, циркуляционная система, шламовый амбар	Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды, сажа, (в пересчете на С), диоксид серы, глинопорошок, цемент, барит, КМЦ, сероводород, сажа (в пересчете на V2O5)	При использовании бурового оборудования с электроприводом перечень выбрасываемых в атмосферу веществ значительно уменьшится
III. Этап Испытание скважины (сжигание газа на факеле)	Сепаратор (факел), дизельная электростанция, котельная (котлы), емкости ГСМ, склад материалов и реагентов, транспорт	Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (метан), сажа, диоксид серы, углеводороды (в пересчете на С)
IV. Этап Демонтаж установки, консервация и ликвидация скважины	Транспорт, дизельная электростанция, газорезательный аппарат, емкости хранения ГСМ, котельная, циркуляционная система, шламовый амбар, превенторный амбар и т.д.	Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (метан), углеводороды (диз.т. и бензин), сажа (в пересчете на С), диоксид серы, сероводород, цемент, пыль (барит)	Выделение сероводорода возможно при консервации и ликвидации скважин в период строительства

.5 Общие природоохранные требования

Сооружение глубоких скважин связано с использованием земельных отводов и сопровождается неизбежным техническим воздействием на объекты природной среды. Для устранения отрицательного влияния процессов строительства скважин на природную среду предусмотрен комплекс мероприятий, направленных на ее охрану и восстановление. Эти мероприятия соблюдают основные правила экологически безопасного ведения работ на всех этапах строительства скважин, включая проведение подготовительных и вышкомонтажных работ, бурение, испытание, а также ликвидацию и консервацию скважин. Они направлены на охрану водных ресурсов, атмосферного воздуха, почвы, биосферы, недр и восстановление природно-ландшафтных комплексов.

Площадка, где будет находиться скважина, располагается на сухом, относительно приподнятом участке местности. Грунт на площадке представлен песчаными породами, с невысокой влажностью. Технологическая площадка выполняется с уклоном в пределах 1-2 см на 1 м в сторону амбара для обеспечения водостока. При подготовке буровой площадки будет снят и складирован верхний плодородный слой почвы.

Прокладка трасс временных подъездных дорог предусматривается с максимальным использованием существующей дорожной сети, просек, локальных условий рельефа и, в случае необходимости — их оборудования водопропускными устройствами.

После окончания бурения и испытания скважин проводятся работы по восстановлению земельного участка. Если по климатическим условиям эти работы не могут быть выполнены немедленно, срок может быть продлен, но не выше одного года после демонтажа оборудования на скважине.

3.6 Охрана почв и поверхностных вод

Для выполнения экологических требований по обеспечению охраны окружающей среды будет организована система сбора, хранения и обезвреживания производственных и бытовых отходов.

Предусматриваются специфические меры безопасности для хранения токсичных буровых шламов и пластовых рассолов. В частности, будут сооружаться специально отведенные площадки для хранения материалов, реагентов, буровых растворов, содержащих токсичные и водорастворимые компоненты. Специальные емкости предусматриваются для сбора и хранения отходов бурения и хозяйственно-бытовых стоков. Отдельно проектируются резервуары для хранения минерализованных пластовых вод на случай их проявления. Предусматриваются работы по гидроизоляции мест размещения емкостей для хранения материалов, реагентов, бурового раствора, сбора всех видов отходов.

Использование воды для охлаждения механизмов на буровой предусматривается по замкнутой циркуляционной системе. С целью сокращения объемов образования токсичных производственных отходов предусматривается повторное использование части отработанного бурового и избыточного бурового раствора на других скважинах.

Предусматривается строительство прискважинного амбара для сбора, хранения, обезвреживания и захоронения отходов бурения, а также на случай непредвиденных проявлений флюидов. При строительстве, эксплуатации, ликвидации и рекультивации шламового амбара следует руководствоваться «Регламентом на организацию работ по ликвидации и рекультивации шламовых амбаров…». Конструкция амбара выбрана с учётом зависимости от гидрогеологических условий и рельефа местности. Переполнение шламовых амбаров не допускается.

Емкости ГСМ обносятся сплошным валом. Ширина вала по верху — 0,5 м, высота — 1 м, откосы 1:1, расстояние от стенок емкостей до нижней кромки внутренних откосов — 3 м.

скважина бурение нефтегазоконденсатный месторождение

Список использованной литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovaya/burenie-ngs/

1. Арутнов А.И. «Бурение и эксплуатация газоконденсатных скважин» — Москва: «Недра»,1969г.

. Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Вдовин К.И. «Технология бурения глубоких скважин. Учебное пособие для ВУЗОВ» — Москва: «Недра», 1982 г.

. Филимонов Н.М., Попов А.Н. «Основы режима бурения» — УНИ, Уфа, 1977г

. Правила техники безопасности в нефтяной и газовой промышленности- Москва: «Недра», 1982 г.

. ССБТ “Установки, геологоразведочные буровые