Автор работы: Пользователь скрыл имя, 20 Февраля 2015 в 21:37, курсовая работа
Цель курсовой работы – закрепление и углубление знаний, полученных при изучении курса “Технология и техника бурения нефтяных и газовых скважин” с учетом требований ГОСТ, развитие навыков самостоятельной работы со специальной и справочной литературой при решении инженерных задач геологоразведочного производства.
Современные представления о величине НСР УВ рассматриваемой провинции формировались постепенно и в значительной степени под воздействием успехов и неудач геолого-разведочных работ. Если в начале 60-х гг. НСР нефти материковой части провинции оценивались в 1,6 млрд т, то по современной оценке они составляют 4,3 млрд т. Более сложно развивались представления о потенциале газоносности провинции. За 60-е гг. оценка НСР газа была повышена с 1,1 до 5,9 трлн м3, чему способствовали открытия Вуктыльского, Лаявожского и других газовых и газоконденсатных месторождений. Вместе с тем при последующих геолого-разведочных работах прогнозы региональной газоносности палеозойских и мезозойских отложений в северных районах провинции, прежде всего Хорейверской НГО, подтвердились лишь частично, что обусловило снижение оценки НСР газа провинции до 2,4 трлн м3.
К настоящему времени ресурсы нефти оценены по всей перспективной площади Тимано-Печорской НГП и по всем подсчетным НГК. Наибольшая концентрация ресурсов нефти приходится на Печоро-Колвинскую (32 %), Хорейверскую (21 %) и Варандей-Адзьвинскую (19 %) НГО, а среди НГК – на верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-франский, фран-турнейский и средневизей-нижнепермский. Неразведанная часть ресурсов нефти (категорий С3+Д) оценена в 2,1 млрд т извлекаемых ресурсов и в основном связана с Печоро-Колвинской, Хорейверской, Ижма-Печорской и Варандей-Адзьвинской НГО. Достигнутая степень разведанности НСР нефти составляет 39 %, выработанность – 30 %.
Прогнозные ресурсы нефти распределены по глубинам следующим образом: до 3 км – 63 %, от 3 до 5 км – 33 %, от 5 до 7 км – ~ 4 %. Состав прогнозируемых нефтей характеризуется заметным усложнением по сравнению с таковым нефтей открытых месторождений. Преобладающая часть ресурсов (78,6 %) представлена нефтями с содержанием парафина 0,5-6,0 %, ресурсы сернистых нефтей составляют 62 %, в том числе высокосернистых – 19 %. Тяжелые нефти плотностью более 0,9 г/см3 составляют 22,5 % ресурсов, высоковязкие нефти – 6 %.
Ресурсы конденсата оценены по Северо-Предуральской, Печоро-Колвинской и Ижма-Печорской НГО. В Северо-Предуральской НГО сосредоточено 78 % НСР конденсата и 83 % прогнозной части этих ресурсов.
В целом по материковой части Тимано-Печорской НГП средняя плотность начальных суммарных геологических ресурсов УВ составляет 54,6 тыс.т/км2, изменяясь от 219 тыс.т/км2 в Варандей-Адзьвинской НГО до 18,4 тыс.т/км2 в Ижма-Печорской. Северная часть провинции (Ненецкий АО) имеет почти двойное превышение средней плотности ресурсов УВ над южной (Республика Коми) – соответственно 79,6 и 41,7 тыс.т/км2.
Начальные суммарные извлекаемые ресурсы прилегающего шельфа Печорского моря оценены по сумме УВ в 4,9 млрд т (извлекаемые). Средняя плотность начальных ресурсов УВ на шельфе совпадает с плотностью ресурсов северной части провинции.
Начальный потенциал этих ресурсов реализован соответственно на 39 и 43 %, но по отдельным НГО и НГК показатели разведанности весьма дифференцированы. Так, в старом нефтедобывающем районе провинции – Тиманской НГО – свыше 80 % ресурсов нефти уже переведено в запасы месторождений и в значительной степени выработано. Наименее разведаны ресурсы Северо-Предуральской НГО, где возможно открытие крупных нефтяных и газовых месторождений.
Наиболее показательна дифференциация разведанности ресурсов УВ по отдельным НГК. Анализ показывает, что основные нефтесодержащие комплексы (верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-нижнефранский, фран-турнейский) разведаны в среднем на 30-57 %, но сохраняют значительные прогнозные ресурсы нефти. Нижний из этих комплексов практически не разведан в Печоро-Колвинской НГО, фран-турнейский комплекс с высокой эффективностью разведывается на большей части провинции (Хорейверская впадина и др.) и обеспечил в последнее десятилетие основной прирост запасов нефти. Невысокая разведанность НСР нефти характерна для среднедевон-нижнефранского и визей-нижнепермского комплексов в Варандей-Адзьвинской НГО (20-29 %).
Прогноз неразведанных ресурсов газа Тимано-Печорской НГП менее надежный, так как практические результаты геолого-разведочных работ на газ по ряду НГО и НГК недостаточно определенные. Основной газоносный комплекс – визей-нижнепермский – разведан на 61 %, но разведанность большинства других комплексов невысокая и в целом позволяет рассчитывать на значительный прирост запасов газа. В особенности привлекает внимание потенциал триасового НГК, который продуктивен во многих арктических регионах мира.
Таким образом, в XXI в. Тимано-Печорская НГП имеет значительные, еще не освоенные ресурсы нефти и газа и остается крупным перспективным объектом развития нефтяной и газовой промышленности европейской части России. Близость к основным внутренним энергопотребителям, а также действующим и проектируемым системам экспортных нефте- и газопроводов делает этот регион наиболее благоприятным для целевого развития с длительной сырьевой ориентацией.
Таблица1
Литологическая характеристика разреза
система |
Глубина, м |
Литологическая характеристика порол |
Крепость пород |
Температуры пласта |
Давление пластовое, МПа |
Горная порода | |||||||||||
название |
% содержание |
m | |||||||||||||||
Q |
20 |
~~0~~0~~0~~0~~ |
Средние + мягкие |
T=26C |
0,95 |
Песок |
70 |
0,29 | |||||||||
~~0~~0~~0~~0~~ |
гравий |
30 | |||||||||||||||
I |
100 |
...... X ...... X ...... |
песчаники |
100 |
0,35 | ||||||||||||
...... X ...... X ...... |
|||||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
P |
Р2 |
550 |
...... / ...... / ...... |
Мергели |
30 |
0,31 | |||||||||||
...... X ...... X ...... |
Песчаники |
30 | |||||||||||||||
| | | | | |
Известняки |
30 | |||||||||||||||
| | | | |
Доломиты |
10 | |||||||||||||||
...... / ...... / ...... |
5,2 |
0,32 | |||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
Р1 |
910 |
...... / ...... / ...... |
9,1 | ||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
| | | | | | |||||||||||||||||
| | | | | |||||||||||||||||
...... / ...... / ...... | |||||||||||||||||
|| || || | |||||||||||||||||
| | | | | | |||||||||||||||||
C |
1230 |
| | | | |
Твердые + средние |
T=32C |
12,3 |
Доломиты |
40 |
0,31 | |||||||||
|| || || |
Известняки |
60 | |||||||||||||||
|| || || |
|||||||||||||||||
| | | | | | |||||||||||||||||
| | | | | |||||||||||||||||
|| || || | |||||||||||||||||
| | | | | | |||||||||||||||||
D |
1940 |
| | | | |
T=70C |
Pпл=гидростатическому (19,4) |
Известняки |
60 |
0,3 | ||||||||||
| | | | | |
Мергели |
10 | |||||||||||||||
| | | | |
Песчаники |
20 | |||||||||||||||
| | | | | |
глины |
10 | |||||||||||||||
| | | | |
0,33 | ||||||||||||||||
...... / ...... / ...... | |||||||||||||||||
| | | | | | |||||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
::::::::::::::::::::::::::: | |||||||||||||||||
~~0~~0~~0~~0~~ |
Пески с гравием |
....X.....X... |
Песчаник |
.. / .... /... |
Мергель |
|| || || |
Доломит |
:::::::::::::: |
Глина |
| | | | |
известняк |
Таблица 2
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
интервал |
Горная порода |
Категория по буримости |
Категория по абразивности |
Рш, МПа |
sт, МПа |
Коэффициент Пуассона, m |
Пористость, % |
0 - 20 |
Пески с гравием |
II |
4 |
200 |
40 - 110 |
0,29 |
40 |
20 - 100 |
устойчивые разнозернистые песчаники, отсутствие набухающих и диспергирующих пород |
0,35 |
17 | ||||
100 - 550 |
Трещиноватые песчаники с послоями мергелей, зона поглощений. Прослои устойчивых малопроницаемых известняков |
IV |
4 |
1000 |
350 - 750 |
0,31 |
30 |
550 -910 |
Мергели, песчаники известковые, известняки слабо доломитизированные, доломиты |
IV |
4 |
1000 |
0,32 |
23 | |
910 - 1230 |
Известняки и доломиты мелко- и тонко зернистые окремнелые Устойчивый интервал, сложенный малопроницаемыми породами |
V |
5 |
1500 |
850 – 1200 |
0,31 |
14 |
1230 - 1940 |
Известняки с прослоями мергелей, песчаники глинистые, нефть, глина |
IV |
6 |
1000 |
450 - 850 |
0,33 |
21 |
Интервалы возможных осложнений: в интервалах 100-200 м, 350-550 м возможно поглощение жидкости.
Материалы бурения скважин на ближайших к проектируемому району работ месторождениях позволяют оценить геологические условия бурения на структуре с прогнозом возможных осложнений.
Таблица 3
Сводные технико-экономические данные
Наименование данных |
Значение |
Месторождение (площадь) Цель бурения Назначение скважины Способ бурения Вид скважины Проектный горизонт Проектная глубина, м Тип буровой установки Вид привода Тип вышки Оснастка талевой системы Лебедка Буровой насос |
Западно - Тэбукское Эксплуатация Добыча нефти Роторный (Р–460) Вертикальная Девон 1940 БУ – 80 БрЭ Электрический переменного тока А – образная мачтовая 4 ´ 5 ЛБ – 20 Бр У8 – 6МА2 |
Выбор профиля скважины производится на основе анализа фактических данных об искривлении пробуренных ранее скважин, геологических данных разреза и целевого назначения скважины.
Данная скважина бурится в первой в будущем кусте скважин, поэтому принято решение на вертикальное бурение скважины. Далее в этом кусте будут буриться наклонно-направленные скважины.
Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:
Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облегчение конструкции скважины с учетом имеющегося опыта. При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы (катастрофических поглощений, высоко пластичных глин, соленосные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент аномальности пластового давления ka) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.
Для разделения разреза на интервалы с несовместимыми условиями строиться совмещенный график градиентов давлений (рис.1), на котором по интервалам глубин откладываются известные значения коэффициента аномальности пластового давления Ka, коэффициента давления поглощения Kп и соответствующие значения относительной плотности бурового раствора.
1. Находим коэффициент
при рпл = 5,2 МПа и глубине = 550м Kа=
при рпл = 9,1 МПа и глубине = 910м Kа=
при рпл = 19, 4 МПа и глубине = 1940м Kа=
2. Находим коэффициент поглощения:
3. Находим минимальную плотность бурового раствора:
Kр=1,1 интервал бурения < 1200,
Kр=1,05 интервал бурения > 1200.
rmin = 0,95 × 1,1 = 1,045 г/см3 на глубине 550 м,
rmin = 1 × 1,1 = 1,1 г/см3 на глубине 1200 м,
rmin = 1 × 1,05 = 1,05 г/см3 на глубине 1940 м.
4. Находим максимальную
rрепр = 1,1 МПа на глубине 550 м,
rрепр = 1,5 МПа на глубине 1200 м,
rрепр = 2,5 МПа на глубине 1940 м.
г/см3 на глубине 550 м,
г/см3 на глубине 1200 м,
г/см3 на глубине 1940 м.
5. Выбираем оптимальную
rоптим = 1060 г/см3 на глубинах до 550 м.
rоптим = 1110 г/см3 на глубинах от 550 м до 1940 м.
Рис.1. Совмещенный график градиентов давлений
Информация о работе Бурение эксплуатационной скважины на Западно - Тэбукском месторождении