Разработка конструкции и проектирование крепления морской нефтяной скважины

Титульник

































































Задание

































































СОДЕРЖАНИЕ

Аннотация………………………………………………………………………………………2

Введение………………………………………………………………………………………...3

Глава 1. Геолого-географическая характеристика разреза скважины………………..4

Сведения о районе буровых работ………………………………………………….4

Краткая характеристика буровой установки………………………………….…...5

Литолого-стратиграфическая характеристика скважины………………………..11

Глава 2. «Описание способов цементирования, выбор подходящего для нашего случая способа»…………………………………………………………..……..12

2.1 Цель цементирования скважины …………………………………….………...………....13

2.2 Тампонажные материалы, применяемые при цементировании……...…………..17

2.3.Организация процесса цементирования………………………...………..………18

2.4 Двухступенчатое цементирование ………………………………………………....20

Глава 3. Проектирование конструкции скважины ………...……………………..……..

2.2.1 Цели и этапы крепления скважины…………………………………….........……35

2.2.2 Подготовка к спуску обсадных колонн………………………………………..….36

2.2.3 Расчет кондуктора на прочность…………………………………………………..37

2.2.4 Расчет ЭОК – хвостовика на прочность………………………………………..…43

2.2.5 Задачи цементирования………………………………………………………...….51

2.2.6 Гидравлический расчет цементирования ЭОК – хвостовика………………...…51

Глава 3. Экономические расчеты………………………………………………………...…57

Глава 4. Охрана окружающей среды и недр………………………………………………61

Глава 5. Охрана труда……………………………………………………………………..….68

Заключение……………………………………………………………………………………...78

Список используемой литературы……………………………………………………….……79













АННОТАЦИЯ

Дипломная работа выполнена на тему: «Разработка конструкции и проектирование крепления морской нефтяной скважины».

В рамках спецвопроса спроектировано крепление морской скважины ЭОК – хвостовика, входящих в разработанную конструкцию Долгинского нефтяного месторождения.

В работе освещены разделы: «Экономические расчеты», «Охрана окружающей среды и недр» и «Охрана труда».

В графических приложениях отражены: разработка конструкции морской нефтяной скважины; результаты расчета кондуктора диаметром 508 мм и эксплуатационной обсадной колонны диаметром 168.3 мм; крепление скважины эксплуатационной обсадной.

Пояснительная записка содержит 79 листов, 7 таблиц, 3 графических плаката.

Все расчеты, представленные в дипломной работе, выполнены в компьютерной среде Mathematica, а графические приложения в AutoCAD.























ВВЕДЕНИЕ

На современном этапе развития нефтегазовой промышленности как в России, так и за рубежом, огромное внимание уделено вопросу разработки новых, а также уже разведанных месторождений, находящихся в акваториях арктического шельфа ввиду наличия там огромных запасов углеводородов. Однако немалая доля таких месторождений приходится на районы, верхние слои геологического разреза которых представлены многолетнемерзлыми породами. Это сцементированные льдом грунты, обладающие свойством растепляться при продолжительных температурах, тем самым вызывая осложнения, связанные со смятием обсадных колонн в результате обратного промерзания. Поэтому к конструкции скважин предъявляются особые требования, регламентируемые правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, от которых зависит как успешная проводка скважины, так и ее долговечность в процессе эксплуатации.

В дипломной работе разрабатывается конструкция и проектирование крепления морской эксплуатационной нефтяной скважины на Долгинском месторождении, расположенном в районе распространения многолетнемерзлых пород.

В рамках спецвопроса выбрана конструкция забоя морской нефтяной скважины и выполнены расчеты кондуктора и ЭОК – хвостовика на прочность с построением эпюр избыточных наружных и внутренних давлений и выбором типа размеров труб и их длин по секции, а также гидравлический расчет цементирования ЭОК – хвостовика. 

В соответствии с заданием на дипломную работу выполнены расчеты: градиентов давлений пластового и гидроразрыва горных пород по интервалам их постоянств с построением совмещенной графика градиентов этих давлений; по выбору диаметров долот и обсадных колонн; а также плотностей промывочной жидкости для бурения под каждую из них.

















ГЛАВА 1. ГЕОЛОГО-ГЕОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ

1.1 Сведения о районе буровых работ

Таблица 1 – Сведения о районе буровых работ

Наименование, единица измерения

Значение (текст, название, величина)

Наименование площади

Долгинская

Административное расположение:



- страна

Россия

- область (край, округ)

Архангельская область, Ненецкий Автономный Округ

	Местоположение скважины	

Центральная часть западного свода Северо-Долгинской структуры

	Температура воздуха:



	- среднегодовая, С

	-5.6

	- наибольшая летняя, С

+28.0

	- наименьшая зимняя, С

-48.0

	Ледяной покров:



	- средняя продолжительность ледового периода, сут.

152

	- дата льдообразования:



	 средняя 

18 ноября

	 ранняя

12 октября

	 поздняя

25 декабря

	- дата исчезновения льда:



	 средняя

19 июня

	 ранняя

10 апреля

	 поздняя

30 июля

	Преобладающее направление ветров

Ю, СЗ, ЗСВ

	Характерная скорость ветра (средняя), м/с

7.1

	Максимальная скорость, повторяемостью 1 раз в 50 лет, м/с

До 35.0 (порывы до 49.0)

	Максимальная (1% обеспеченности) высота волны, возможная 1 раз в 5 лет, м

9

	                                1 раз в 50 лет 

9.4

	Температура морской воды:



	- максимальная, С

+13.5

	- минимальная, С

-1.8

	- средняя, С

+2.1

	Рельеф дна моря

Пологая равнина

	Глубина моря на точке бурения, м

42

	Распространение в разрезе многолетнемерзлых пород

Наблюдается частичное распространение, в верхних интервалах



Долгинское нефтяное месторождение находится в Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области (НГО) Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции (НГП), за полярным кругом на юго-восточном мелководном шельфе Баренцева моря.



Рис. 1 Географическое расположение месторождения Долгинское

1.2 Краткая характеристика буровой установки

Строительство разведочной скважины на площади Долгинская осуществляется с СПБУ «Арктическая». Установка предназначается для бурения разведочных нефтяных и газовых скважин.



Рис. 2 Самоподъемная буровая установка «Арктическая»

Технические характеристики установки:

Буровая вышка:

Буровая вышка башенного типа с талевой системой

Основные технические характеристики:

- допускаемая нагрузка на крюке – 500 тс;

- схема запасовки талевого каната – 6х7;

Талевая система вышки адаптирована для работы, как с верхним приводом, так и с вертлюгом, расположенным на крюке, и включает:

- кронблок грузоподъемностью – 600 тс и талевый блок – 454 тс;

- механизм крепления «мертвого конца» талевого каната;

- барабан талевого каната.

В комплект вышки входит:

- устройство для испытания буровой вышки;

- укрытие полатей верхового рабочего;

- магазины для расстановки свечей бурильных труб с фиксаторами свечей;

- механизм вертикальной расстановки свечей с кабиной оператора;

- номинальная длина свечи (длина 3-х труб) – 27 м;

- вместимость подсвечников (для свечей 5'' общей длиной 6650 м) – не менее 270 т.

Для работы с утяжеленными бурильными трубами площадка верхового рабочего оснащается вспомогательной лебедкой грузоподъемностью – 0.5 т.

На буровой вышке устанавливаются заградительные огни красного цвета взрывозащищенного исполнения, соответствующие требованиям гражданской авиации Российской Федерации ОАТГА-90.

Буровая лебедка:

Предназначена для спускоподъемных операций бурильного инструмента и т.д. Управление осуществляется через местный пульт и пост бурильщика (кабина бурильщика), где установлены пульты различного назначения (управление буровой лебедкой, ротором, буровыми насосами, верхним приводом и прочее). Буровая лебедка применяется в составе с электротормозом и блоком охлаждения тормозов лебедки (насос, емкость воды, трубопроводы) и имеет электропривод (3 эл/двиг.).

Буровая лебедка оснащена автоматической системой бурильщика, обеспечивающей автоматическое поддерживание нагрузки на долото.

Основные технические характеристики:

- общая мощность электропривода буровой лебедки – 2400 кВт;

- тип тормоза – электромагнитный с системой водяного охлаждения.

Талевый блок:

Талевый блок – крюк-блок грузоподъемностью 454 т.

Талевый блок – механизм, подвешенный на талевом канате от крон-блока (система шкивов на верхней площадке вышки), состоит из системы шкивов (подобных крон-блоку) для талевого каната и крюка, как грузоподъемного элемента, к которому подвешивается верхний привод.

Ротор с электроприводом:

Ротор – механизм, предназначенный для вращения бурильного инструмента (вместо верхнего привода) и представляющий собой комплекс электродвигателя с системой охлаждения (замкнутая система в виде прямоугольного параллепипеда – коробка), трансмиссии (цилиндрический редуктор) и редуктора (коническая пара) с большим внутренним проходным отверстием для бурильного инструмента, обсадных колонн и т.д. вкладышами ротора для установки труб различного диаметра.

Основные технические характеристики:

- приводная мощность ротора – не менее 440 кВт;

- статическая грузоподъемность – 454 тс;

- диаметр проходного отверстия стола – 950 мм;

- диапазон частот вращения в обоих направлениях под рабочей нагрузкой – 0-250 об/мин.

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

1.3.1 Стратиграфическая характеристика разреза, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Таблица 2 – Стратиграфическая характеристика разреза

Глубина залегания, м

Стратиграфическое подразделение, свита

Коэффициент кавернозности в интервале



Название

Индекс



1

2

3

4

74* – 168  

Четвертичная и неогеновая системы

Q + N

1,50

168 – 376

Меловая система. Нижний отдел

K1

1,50

376 – 553

Юрская система. Верхний отдел

J3

1,50

553 – 660

Юрская система. Средний отдел

J2

1,20

660 – 969

Триасовая система. Верхний отдел. Карнийский и норийский ярусы

T3

1,20

969 – 1885

Триасовая система. Средний отдел. Ладинский ярус.

T2

1,10

1885 – 2127

Триасовая система. Средний отдел. Анизийский ярус

T2

1,10

2127 – 2292

Триасовая система. Нижний отдел. Индийский и оленекский ярусы (харалейская свита)

T1

1,10

2292 – 2492

Триасовая система. Нижний отдел. Индийский и оленекский ярусы (чаркобожская свита)

T1

1,25

2492 – 2871

Пермская система. Верхний отдел. Уфимский, казанский и татарский ярусы

P2

1,10

2871 – 3021

Пермская система. Нижний отдел. Кунгурский ярус

P1

1,10

3021 – 3132

Пермская система. Нижний отдел. Артинский ярус

P1

1,10

3132 – 3148

Каменноугольная система. Верхний отдел. Гжельский ярус

C3

1,10

3148 – 3248

Каменноугольная система. Средний отдел. Башкирский и московский ярусы

C2

1,10

3248 – 3383

Каменноугольная система. Нижний отдел. Серпуховский ярус

C1

1,10

3383 – 3532

Каменноугольная система. Нижний отдел. Визейский ярус

C1

1,10

Примечание. * - отсчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для скважины 42 м и альтитуде ротора – 32 м.

1.3.2 Литологическая характеристика разреза скважины

Расстояние от стола ротора до дна моря – 74 м.

Интервал 74 – 168: пески 5%; суглинки 5%; супеси 5%; глины 70%; аргиллиты 13%; гравий 2%. В верхней части разреза глины, суглинки и супеси с примесью песчаного и гравийного материала. В нижней части разреза отложения представлены глинами с прослоями песка и аргиллита. Глины серые, темно-серые, пластичные, вязкие, легкоразмокаемые. Аргиллиты темно-серые, мелкооскольчатые. Пески серые, кварцевые, мелкозернистые, в кровельной части – мелкие и пылеватые.

Интервал 168 – 376: глины 70%; пески 5%; песчаники 11%; алевролиты 12%; угли 2%. Верхняя часть представлена преимущественно глинами с маломощными прослоями песков и редкими прослоями угля. Нижняя часть разреза сложена песчано-глинистыми образованиями. Глины серые, темно-серые, вязкие, алевритистые. Пески мелкозернистые, кварцевые. Песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, кварцевые. Алевролиты серые, мелкозернистые, крепкие, карбонатные.

Интервал 376 – 553: глины 50%; пески 10%; песчаники 10%; алевролиты 10%; аргиллиты 10%; пирит 3%; кальцит 2%; слюда 3%; угли 2%. Отложения представлены преимущественно глинами с прослоями песков, песчаников, угля, редкими прослоями алевролита и аргиллита. Глины серые, буровато-серые, вязкие, алевритистые, с редкими включениями пирита, кальцита, слюды. Пески серые, мелкозернистые, кварцевые. Песчаники серые, мелкозернистые, кварцевые, иногда карбонатные. Алевролиты зеленовато-серые, плотные. Аргиллиты темно-серые, полимиктовые, мелко- и среднезернистые, рыхлые и слабосцементированные, на глинистом цементе.

Интервал 553 – 660: глины 50%; аргиллиты 10%; алевролиты 10%; песчаники 10%; пески 15%; угли 5%. Глины серые, вязкие, алевритистые. Аргиллиты темно-серые, оскольчатые, хрупкие. Алевролиты темно серые, зеленовато-серые, кварцевые, полимиктовые, мелко- и среднезернистые, рыхлые и слабосцементированные, на глинистом цементе. Пески серые, мелкозернистые, кварцевые. Встречаются прослои угля.

Интервал 660 – 969: глины 50%; аргиллиты 10%; алевролиты 10%; пески 15%; песчаники 10%; угли 5%. Глины серые, вязкие, алевритистые. Аргиллиты темно-серые, оскольчатые. Алевролиты темно-серые, зеленовато-серые, плотные, рыхлые и слабосцементированные. Песчаники серые, зеленовато-серые, кварцевые, полимиктовые, мелко- и среднезернистые, рыхлые и слабосцементированные, на глинистом цементе. Пески серые. Мелкозернистые. Встречаются прослои угля.

Интервал 969 – 1885: глины 45%; аргиллиты 10%; песчаники 30%; алевролиты 10%; угли 5%. Глины серые, вязкие, пластичные. Аргиллиты серые и темно-серые, оскольчатые. Алевролиты серые, темно-серые, плотные, крепкие, реже рыхлые на глинистом цементе. Песчаники серые, кварцевые, мелкозернистые, от рыхлых до слабосцементированных, на глинистом и карбонатном цементе. Пески серые, мелкозернистые, кварцевые. Встречаются прослои угля.

Интервал 1885 – 2127: глины 30%; аргиллиты 20%; алевролиты 20%; песчаники 30%. Глины серые, буровато-серые, вязкие, алевритистые. Аргиллиты серые, темно-серые, бурые, оскольчатые. Алевролиты серые, темно-серые, реже буровато-серые, полимиктовые, рыхлые. Песчаники серые, зеленовато-серые, мелкозернистые, кварцевые, слабосцементированные и рыхлые, на глинистом цементе.

Интервал 2127 – 2292: песчаники 20%; аргиллиты 20%; алевролиты 20%; глины 40. Глины бурые, серые, алевритистые. Аргиллиты серые, зеленовато-серые, бурые, алевритистые. Алевролиты зеленовато-серые, серые, мелкозернистые, полимиктовые, рыхлые, на глинисто-карбонатном и глинистом цементе. Песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, кварцевые. рыхлые, на глинистом цементе.

Интервал 2292 – 2492: аргиллиты 20%; глины 50%; алевролиты 10%; песчаники 15%; кремни 5%. Глины бурые, серые, вязкие, алевритистые. Аргиллиты серые, зеленовато-серые, бурые, алевритистые. Алевролиты зеленовато-серые, серые, темно-серые, мелкозернистые, рыхлые, на глинисто-карбонатном и реже карбонатном цементе. Песчаники светло-серые, серые, мелкозернистые, кварцевые, рыхлые, на карбонатном и глинисто-карбонатном цементе. В нижней части свиты встречаются прослои кремня.

Интервал 2492 – 2871: песчаники 15%; алевролиты 10%; аргиллиты 10%; глины 55%; известняки 5%; кремни 5%. Песчаники серые, темно-серые, углистые, кварцевые, мелкозернистые, крепкие, на глинистом и глинисто-карбонатном цементе. Алевролиты серые, зеленовато-серые, мелкозернистые, на глинисто-карбонатном цементе, с включением угля и пирита. Аргиллиты темно-серые, бурые, крепкие, с включениями пирита и марказита. Глины серые, бурые, алевритистые. Внизу толщи присутствуют тонкие прослои известняка и кремня.

Интервал 2871 – 3021: глины 60%; аргиллиты 30%; пирит 3%; слюда 2%; алевролиты 2%; песчаники 3%. Толща глин и аргиллитов с маломощными прослоями алевролитов и песчаников. Аргиллиты бурые, зеленовато-серые, пиритизированные, слюдистые, в разной степени известковистые.

Интервал 3021 – 3132: алевролиты 10%; глины 40%; аргиллиты 20%; мергели 12%; известняки 12%; ангидриты 2%; пирит 2%; слюда 2%. В верхней части разреза, в глинистой толще, прослои глинистых алевролитов. Ниже по разрезу преобладают темно-серые, черные микрослоистые карбонатно-кремниссто-глинистые битуминозные породы и аргиллиты, в подчиненном количестве присутствуют тонкие прослои известняков и мергелей. Единичные прослои ангидритов. Глины серые, вязкие, слабоизвестковистые. Аргиллиты темно-серые, плотные. Известняки темно-серые, глинистые, тонкокристаллические, плотные, крепкие. Мергели темно-серые, крепкие, слабослюдистые, пиритизированные.

Интервал 3132 – 3148: известняки 100%. Известняки биогермные и органогенно-обломочные, серые, рыхлые.

Интервал 3148 – 3248: известняки 70%; доломиты 10%; аргиллиты 13%; угли 2%; кремни 5%. Преобладают биогермные известняки и известняки крепкие, массивные, участками доломитизированные и трещиноватые с отдельными прослоями аргиллитов и кремней. Встречаются прослои угля. Аргиллиты темно-серые, коричневые. Кремни серые, темно-серые, полупрозрачные.

Интервал 3248 – 3383: аргиллиты 10%; известняки 50%; ангидриты 30%; доломиты 10%. Верхняя часть представлена карбонатной толщей с маломощными прослоями аргиллитов. Известняки серые, светло-серые, мелко- и скрытокристаллические, от крепких до рыхлых, прослоями органогенно-детритовые. Аргиллиты темно-серые, зеленовато-серые, коричневые. В нижней части разреза толща ангидритов белых, рыхлых с редкими тонкими прослоями известняков, доломитов и аргиллитов. Известняки серые, мелко- и среднекристаллические. Доломиты темно-серые, темно-коричневые, пелитоморфные. Крепкие. Аргиллиты темно-серые, зеленовато-серые, коричневые. крепкие.

Интервал 3383 – 3532: известняки 65%; доломиты 20%; ангидриты 10%; аргиллиты 5%. Неравномерное переслаивание пачек известняков серых, мелко- и скрытокристаллических, пелитоморфных, известняков светло-серых, органогенно-детритовых, рыхлых, известняков доломитизированных с прослоями доломитов, ангидритов и тонких пропластков аргиллитов. Доломиты темно-серые, коричневато-серые, пелитоморфные, пластинчатые. Ангидриты белые, рыхлые. Аргиллиты темно-серые, зеленовато-серые, иногда пиритизированные.











1.4 Физико-механические свойства горных пород

Таблица 3 - Физико-механические свойства горных пород

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Краткое название горной породы

Плотность, кг/м3

Твердость, кгс/мм2 *

Абразивность*

1

2

3

4

5

6

Q + N

74 – 168

Пески

1,8 – 2,0

II

I – III





Суглинки











Супеси











Глины











Аргиллиты











Гравий







K1

168 – 376

Глины

1,8 – 2,0

II – IV

II – VII





Алевролиты











Пески











Песчаники











Угли







J3

376 – 553

Глины

1,9 – 2,0

II – VI

II – VII





Пески











Песчаники











Алевролиты











Аргиллиты

1,9 – 2,3

II – IV

II – VII





Пирит











Кальцит











Слюда











Угли







J2

553 – 660

Глины

1,9 – 2,3

II –V

II – VII





Аргиллиты











Алевролиты











Песчаники











Пески











Угли







T3

660 – 969

Глины

1,9 – 2,4

II –V

II – VII





Аргиллиты











Алевролиты











Пески











Песчаники











Угли







T2

969 – 1885

Глины

2,2 – 2,5

III – V

II – VII





Аргиллиты











Песчаники











Алевролиты











Угли







T2

1885 – 2127

Глины

2,2 – 2,5

III – V

II – VII





Аргиллиты











Алевролиты











Песчаники







T1

2127 – 2292

Песчаники

2,2 – 2,5

IV – V

II – VII





Аргиллиты











Алевролиты











Глины







T1

2292 – 2492

Аргиллиты

2,2 – 2,5

IV – V

II – VII





Глины











Алевролиты











Песчаники











Кремни







P2

2492 – 2871

Песчаники

2,4 – 2,7

IV – V

II – VII





Алевролиты











Аргиллиты











Глины











Известняки











Кремни







P1

2871 – 3021

Глины

2,4 – 2,7

IV – V

II – VII





Аргиллиты











Пирит











Слюда











Алевролиты











Песчаники







P1

3021 – 3132

Алевролиты

2,4 – 2,7

IV – V

II – VII





Глины











Аргиллиты











Мергели











Известняки











Ангидриты











Пирит











Слюда







C3

3132 – 3148

Известняки

2,4 – 2,7

V – VII

III – IV

C2

3148 – 3248

Известняки

2,5 – 2,8

V – VII

III – IV





Доломиты











Аргиллиты











Угли











Кремни







C1

3248 – 3383

Аргиллиты

2,5 – 2,8

V – VII

II – III





Доломиты











Ангидриты











Известняки







C1

3383 – 3532

Известняки

2,4 – 2,7

IV – VII

II - III





Доломиты











Ангидриты











Аргиллиты







Примечание. * - категория.

Отсчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для скважины 42 м и альтитуде ротора – 32м.

1.5 Нефтеносность

Таблица 4 – Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Свободный дебит, м3/сут.







В пластовых условиях

После дегазации



1

2

3

4

5

6

P2 (пласт I)

2532 – 2557

Поровый

*

900,5

*

P2 (пласт II)

2592 – 2605

Поровый

*

900,5

*

P2 (пласт III)

2627 – 2637

Поровый

*

900,5

*

C3 + C2 (пласты II+III)

3132 – 3192

Поровый, каверно-поровый

715

833,6

*

C2 (пласт IV)

3216 – 3248

Поровый, каверно-поровый

715

833,6

*

C1

3382 – 3432

*

*

*

*

Примечание. * - нет данных.

Отсчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для скважины 42 м и альтитуде ротора – 32 м.

Таблица заполнена по «Проекту разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

В пластовой нефти имеется растворенный газ с относительной плотностью по воздуху 1,07.

Газосодержание нефти в верхнепермских терригенных отложениях – 20,0 м3/т.

Газосодержание нефти в нижнепермских-среднекаменноугольных карбонатных отложениях – 125,1 м3/т.





1.6 Водоносность

Таблица 5 – Водоносность

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Степень минерализации. мг-экв/л**

Химический состав воды в мг-эквивалентной форме









анионы / катионы









Cl- / Na++K+ 

SO42- / Mg2+

HCO3- / Ca2+

2

3

4

5

6

7

8

142 – 376

поровый

*

*

* 

* 

* 

376 – 660



1010

15,7

9445,5 / 4810,06

25,46 / 145,59

41,49 / 928,05

660 – 2492



1020 – 1030

18,8 – 37,9

23192,2 / 10400,8

51,03 / 121,6

91,5 / 3907,8

2492 – 2871



1061

50,0 – 70,0

* 

*

*

2871 – 3532

Поровый, трещинно-поровый, трещинный, каверно-трещинный

1058

58,7 – 85,6

49700 / 20935,7

351,4 / 2553,6

45,75 / 5800





1.7 Давление и температура по разрезу скважины

Таблица 6 – Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Давление, МПа

Температура в конце интервала, °С





Пластовое

Гидроразрыва горных пород







от

до

от

до



1

2

3

4

5

6

7

Q + N

74 – 168

0

1,68

0

2,52

-1,4 – 0

K1

168 – 376

1,68

3,76

2,52

5,64

8,0

J3

376 – 553

3,76

5,53

6,016

8,848

24,0

J2

553 – 660

5,53

6,6

8,848

10,56



T3

660 – 969

6,6

9,69

11,22

16,473



T2

969 – 1532

9,9807

15,7796

16,473

26,044

62,0



1532 – 1885

15,7796

19,4155

27,576

33,93



T2

1885 – 2127

19,7925

22,3335

33,93

38,286



T1

2127 – 2292

22,3335

24,066

38,286

41,256



T1

2292 – 2492

24,066

26,166

41,256

44,856



P2

2492 – 2871

27,412

31,581

47,348

54,549

78,5

P1

2871 – 3021

31,581

33,231

54,549

57,399



P1

3021 – 3132

33,231

34,452

57,399

59,508



C3

3132 – 3148

36,3312

36,5168

61,074

61,386

82,0

C2

3148 – 3248

36,5168

37,6768

61,386

63,336



C1

3248 – 3383

37,6768

39,2428

63,336

65,9685

89,0

C1

3383 – 3532

39,2428

40,9712

65,9685

68,874



Примечание.

Таблица заполнена по данным «Проекта разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

Отсчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для скважины 42 м и альтитуде ротора – 32м. 











Рис. 3 Термограмма по скважине

1.8 Возможные осложнения по разрезу скважины

1.8.1 Поглощения бурового раствора 

Поглощения возможны в интервалах 187 – 376, 402 – 553 (частичные), 3132 – 3248 (частичные). 3248 – 3307 (частичные) и 3383 – 3532 м (частичные).

Данные взяты из «Проекта разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

Отчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для типовой скважины 42 м и альтитуде ротора 32 м.

1.8.2 Осыпи и обвалы стенок скважины

Осыпи и обвалы возможны в интервалах 74 – 168, 168 – 376, 376 – 969, 2127 – 2492 и 2492 – 3132 м.

Данные взяты из «Проекта разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

Отчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для типовой скважины 42 м и альтитуде ротора 32 м.

1.8.3 Нефтеводопроявления

Возможные нефтегазопроявления в интервалах 2532 – 2557, 2592 – 2605, 2605 – 2637, 3132 – 3192, 3216 – 3248 и 3382 – 3432 м.

В гидрогеологическом отношении Долгинское месторождение не изучено.

Данные взяты из «Проекта разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

Отчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для типовой скважины 42 м и альтитуде ротора 32 м.

1.8.4 Прихватоопасные зоны

Прихватоопасные зоны возможны в интервалах 376 – 969, 2127 – 2492, 2492 – 3132, 3132 – 3192, 3216 – 3248 и 3382 – 3432 м.

Данные взяты из «Проекта разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

Отчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для типовой скважины 42 м и альтитуде ротора 32 м.

1.8.5 Прочие возможные осложнения

Криолитозона возможно в интервале 94 – 174 м. кавернообразование возможно в интервалах 74 – 168, 168 – 376, 376 – 553, 2292 – 2492 и 2492 – 3132 м.

Коагуляция бурового раствора при разбуривании ангидритов возможна в интервале 3307 – 3427 м.

Данные взяты из «Проекта разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

Отчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для типовой скважины 42 м и альтитуде ротора 32 м.













ГЛАВА 2. СПЕЦВОПРОС: «РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ КРЕПЛЕНИЯ МОРСКОЙ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ»

2.1 Разработка конструкции

2.1.1 Требования, предъявляемые к конструкции морской скважины в многолетнемерзлых породах

Общие положения:

Конструкция скважины определяется количеством спускаемых обсадных колонн, глубиной их спуска, диаметром обсадных труб, которыми перекрывается пройденный интервал, а также высотой подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве. Она зависит от цели и способа бурения, геологических условий проводки и глубины скважины, количества продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию, способа вскрытия этих горизонтов, материально-технического обеспечения. Конструкция скважины должна обеспечивать:

- обязательное доведение скважины до проектной глубины;

- осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации;

- предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологических процессов;

- минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта.

Количество обсадных колонн, необходимых для выполнения этих требований, определяют исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины.

Анализ условий бурения скважины производят поинтервально сверху вниз с разбивкой геологического разреза скважины на зоны крепления; при этом рассматривают и намечают технологические операции по максимальному увеличению интервала совместимости условий бурения, которые являются экономически эффективными.

С целью улучшения условий бурения, предупреждения возможных осложнений и аварий в процессе выполнения буровых работ при проектировании конструкции скважины необходимо учитывать:

- глубину залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства;

- физико-механические свойства и состояния пород, вскрываемых скважиной, с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления;

- пластовое и поровое давления, а также давления гидроразрыва проходимых пород;

- температуру горных пород по стволу скважины.

Требования, предъявляемые к конструкции морской скважины в ММП:

Конструкция скважин должна обеспечить надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения соответствующих технических средств и технологических решений.

Сформированный ствол скважины следует закреплять направлением с цементным раствором соответствующего состава.

Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород – криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее чем на 50 м) в устойчивых отложениях. Глубина спуска кондуктора должна исключать гидравлический разрыв пластов, лежащих выше башмака, при достижении в стволе скважины давления, равного пластовому.

Для цементирования обсадных колонн применяется цемент для низких и нормальных температур с добавлением ускорителя сроков схватывания тампонажного раствора. 

Температура тампонажного раствора при креплении направления и кондуктора в ММП должна быть не ниже 8 – 10 °С для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну.

Тепловой режим бурения в интервалах ММП, а также такие показатели бурового раствора, как температура, вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и плотность, должны обеспечивать снижение разупрочняющего воздействия на приствольную зону. Перечисленные показатели должны контролироваться и поддерживаться в оптимальных пределах.

2.1.2 Расчет и построение совмещенного графика градиентов давлений: пластового и гидоразрыва горных пород

Расчет градиента давлений по интервалам и их постоянству. Давление по разрезу скважины и устойчивость разбуриваемых горных пород определяют совместимость (или несовместимость) условий бурения, характеризующих различные интервалы геологического разреза: этими обстоятельствами в основном предопределяется конструкция скважины (в частности, по количеству обсадных колонн и глубинам установки их башмаков). Для предоставления в наглядной форме их изменчивости используются графики с глубиной градиентов давлений, рассчитываемых обычно на 100 метров в длину ствола. Градиенты давлений пластового и гидроразрыва горных пород выразим в МПа на 100 м. определим по формулам:

                                                                                                                              (1)

                                                                                                                  (2)

Рпл, Ргр – давления соответственно пластовое и гидроразрыва горных пород, [МПа];

Lид – глубина интервалов изменения давления, [м];

(ГД)пл, (ГД)гр – градиент давления соответственно пластового и гидроразрыва горных пород.

Исходные данные:



Рассчитаем градиенты пластового давления по разрезу скважины, МПа/100 м:

- в интервале 74 – 120 м:



1

- в интервале 120 – 300 м:



1

- в интервале 300 – 400 м:



1

	- в интервале 400 – 550 м:

	

	1

- в интервале 550 – 937 м:



1

- в интервале 937 – 1500 м:



1.7

- в интервале 1500 – 1853 м:



1.03

- в интервале 1853 – 2460 м:



1.05

- в интервале 2460 – 3100 м:



1.1

- в интервале 3100 – 3500 м:



1.16







Для представления в наглядной форме строится график зависимости градиентов пластовых давлений от глубины скважины:



Рис. 4 График зависимости градиентов пластовых давлений от глубины скважины

Рассчитаем градиенты давлений гидроразрыва горных пород по разрезу скважины, МПа/100 м:

- в интервале 74 – 120 м:



1.5

- в интервале 120 – 300 м:



1.5

- в интервале 300 – 400 м:



1.6

- в интервале 400 – 550 м:



1.6

- в интервале 550 – 937 м:



1.7

- в интервале 937 – 1500 м:



1.7

- в интервале 1500 – 1853 м:



1.8

- в интервале 1853 – 2460 м:



1.81

- в интервале 2460 – 3100 м:



1.9

- в интервале 3100 – 3500 м:



1.95

















Строим график градиентов давлений гидроразрыва горных пород по разрезу скважину:



Рис. 5 График зависимости градиентов давлений гидроразрыва горных пород от глубины скважины



























Строим совмещенный график градиентов давлений пластового и гидроразрыва горных пород:



Рис. 6 Совмещенный график зависимости градиентов давлений пластового и гидроразрыва горных пород от глубины скважины

2.1.3 Выбор конструкции скважины

По совмещенному графику градиентов давлений пластового и гидроразрыва горных пород выделяем зоны совместимых условий бурения, которые определяют количество обсадных колонн и глубину их спуска, составляющих конструкцию с.......................