Бурение нефтяных скважин (стр. 1 из 4)
Содержание
Введение
1. Общие сведения о районе
2. Геологическая часть
3. Обоснование и расчет профиля скважины
4. Проектирование конструкции скважины
5. Расчет обсадных колонн
6. Технология и организация процесса цементирования
7. Охрана труда
8. Список литературы
Введение
Газовая и нефтяная отрасли занимают важное место в экономике страны, способствуя решению социальных проблем общества и развитию других отраслей. В состоянии этих отраслей ведущее место принадлежит разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. Их промышленное освоение должно обеспечивать требуемые уровни добычи нефти и газа, возможно более полное использование недр как по месторождениям, разрабатываемым длительное время, так и по вновь вводимым.
Полувековая история «Татнефти» - это история развития и формирования одной из крупнейших нефтяных компаний России. Это путь от первых нефтяных фонтанов Ромашкинского месторождения, давших основание назвать Татарстан «вторым Баку», до создания акционерного предприятия, способного продуктивно работать в сложных условиях перехода к рыночной экономике. За короткий исторический срок республика стала регионом большой нефти. Все эти годы неизменными слагаемыми в работе «Татнефти» оставались высокий профессионализм, смелость и взвешенность, умение мобилизовывать все силы и ресурсы для решения сложнейших проблем.
Сегодня можно с уверенностью сказать: «Татнефть» по-прежнему является одной из ведущих нефтяных компаний России. В отечественном нефтяном комплексе она удерживает четвертую позицию - доля «Татнефти» составляет свыше 8% от всей нефти, добываемой в стране. В мировом нефтяном бизнесе ОАО «Татнефть» по объему добычи занимает 30 место и 18 место - по запасам нефти. Многолетний опыт результативной деятельности на международном нефтяном рынке, репутация надежного делового партнера завоевали нашей компании заслуженный авторитет в мире.
За 60 лет своей истории «Татнефти» добывала из недр республики около 3 млрд.т. нефти.
Сегодня в разработке находится 52 месторождения, главное из которых Ромашкинское - одно из крупнейших в мире. Оно включено в перечень месторождений, подлежащих разработке на условиях Российского Закона «О соглашениях, о разделе продукции».
1. Общие сведения о районе
Заподно-лениногорская площадь расположена в центральной части Ромашкинского месторождения и в административном положении входит в состав Лениногорского, Альметьевского, района Татарстана.
Характерный вид поверхности описываемого района - ассиметричные широко волнистые плато, пересекающиеся глубокими и широкими долинами, образовавшимися действием временных потоков рек Степной Зай, Зай-Каратай, Кичуй.
По рельефу этот район отличается от других большой высотой, доходящей до 300-370 м.
Характерной особенностью климата является резко выраженная континентальность – суровая холодная зима с сильными ветрами и буранами, жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от -13 до -14С. Средняя температура июля +19. наибольшее количество осадков выпадает в июле до 44 мм, минимальное в феврале до 12 мм.
По растительному вопросу данная территория относится к зоне лесостепи. В долинах преимущественно степная растительность, на возвышенностях – леса.
Из полезных ископаемых, кроме основного – нефти, в районах месторождения имеется каменный уголь, торф, строительное минеральное сырье (известняки, доломиты, суглинки и т.п.)
2. Геологическая часть
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Осадочный чехол заподно-лениногорская площадь сложен отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем, общей толщиной до 2000 м и является характерным для Ромашкинского месторождения в целом. При этом на три четверти разрез представлен карбонатным образованиями и на 25% - терригенными породами. Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением и опробованными на приток, являются гранитогнейсовые породы архейского возраста кристаллического фундамента.
В пределах площади среднедевонские отложения трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными породами эйфельского и живетского ярусов. Отложения верхнего девона (франский, фаменский ярусы) сложены терригенно-карбонатными породами.
Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта являются наиболее древними палеонтологически охарактеризованными образованиями девона в пределах площади. Литологически в нем выделяются две пачки: нажне-базальная гравийно-песчаная (пласт ДV) и залегающая выше – карбонатно-аргиллитовая. Пласт ДV сложен серыми разнозернистыми кварцевыми песчанками с примесью гравийного материала. Толщина песчаного пласта изменяется от 11 до 17 м на юге площади от 1 до 4 м на север. Для карбонатно-аргиллитовой пачки, мощностью 2-8 м характерно присутствие серых известняков, известных как четкий электрорепер «нижний известняк», с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность эйфельских отложений закономерно уменьшается с юга-запада на север от 16-25 до 0 м.
Пашийский горизонт (Д3Р) (в промысловой практике – Д1) представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов. Песчаники кварцевые, светло-серые, или темно-коричневые, в зависимости от нефтенасыщенности. Алевролиты серые, слоистые. Для песчано-алевролитовых пород характерна кварцевая цементация с однородным гранулометрическим составом. Средняя мощность горизонта 42 м. полоса повышенных мощностей (45-48 м) отмечается на юго-западе.
Отложения тиманского (Д3t) горизонта ограничены в разрезе региональными реперами. В подошве репером – верхний известняк сложенным пачкой глинистых темно-серых известняков и доломитов, выше которого – залегают темно-серые и шоколадно-коричневые аргиллиты. Кровля горизонта установлена по подошве известняков репер «Аяксы». Толщина горизонта 20 м.
В отложениях подьяруса Д32 выделены отложения: саргаевского и семилуского горизонтов, объединенных в российский надгоризонт.
Слои саргаевского горизонта (Д3sr), сложенные темно-серыми известняками с размывом залегают на кыновских отложениях. Мощность отложений колеблется от 2 до 12 м.
3. Обоснование и расчет профиля скважины
Рассчитаем и построим профиль наклонно-направленной скважины при следующих условиях: скважина должна вскрыть один продуктивный горизонт, естественное искривление ствола незначительное.
Исходные данные:
1. Проектная глубина скважины по вертикали H=1835 м.
2. длина проекции ствола на горизонтальную плоскость A = 350 м
3. Интенсивность набора угла наклона скважины
н=1.5° на 10 м.4. Интенсивность спада угла наклона скважины αсп=1,3° на 100 м.
Конструкция скважины
| Тип колонны | Диаметр колонны | Диаметр долота, мм | Глубина спуска,м |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Направление | 324 | 394 | 30 |
| Кондуктор | 245 | 295,3 | 330 |
| Эксплуатационная колонна | 146 | 215,9 | 1 875 |
Расчёт:
1. Радиус искривления участка набора угла наклона определяется по формуле:
R1 = (57.3 /αн ) * 10;
R1= (57.3 / 1.5) * 10 = 382 м;
2. Радиус искривления участка снижения угла наклона определяется по формуле:
R2 = (57.3 /αсп ) * 100;
R2 = (573 /1.3) * 100 = 4408 м
Находим угол наклона ствола проектируемой скважины: Cosα= 1- [А/( R1+ R2) ]= 1-[350/ (382+4408)] =21.5̊̊̊̊̊
Находим длину участка набора угла проектируемой скважины
L2= 0.01745 * R1* a = 0.01745 * 382 * 21.5 = 143.3 м
Горизонтальная проекция участка L2: A1= R1* ( 1- cos α ) = 382 * ( 1- cos 21.5°) = 26.74 м;
Вертикальная проекция участка L2: h = R1* ( 1- sinα) = 382 * ( 1- sin 21.5°) = 140м ;
Длина участка спада наклона проектируемой скважины: L3= 0.01745 * R2* a = 0.01745 * 4408 * 21.5 = 1651.7 м;
Горизонтальная проекция участка L3: А2 = R2* ( 1- cosα) = 4408 * ( 1- cos 21.5°) = 323.26 м;
Вертикальная проекция участка L3: H1 = R2* ( 1- sinα) = 4408 * ( 1- sin 21.5 ° ) = 1615 м :
Последнии участок L3 = H – Hв – h3 – H1 = 1875-50-140-1615=30 м;
Вертикальная проекция hв = L4 = 30 м;
Длина ствола по профилю L = L1+ L2 + L3 + L4 = 50+143.3 +1651.7+30 = 1875 м.
Горизонтальная проекция скважины: А= А1 + А2 = 26.74 + 323.26 = 350 м;
Вертикальная проекция скважины: Н = Нв+ h + H1+ hB = 50 + 140 + 1615 + 30 = 1835 м
Уклонение ствола скважины за счет кривизны Lукл = L – H = 1875 – 1835 = 40 м.
По данным расчета строим профиль ствола скважины рис.
Для построения профиля скважины на вертикальной линии откладываем отрезки АВ=Н=1835 м
АС = НВ = 50 м - вертикальный участок скважины; CD = h = 140 м; DE = Н1 = 1615 ми EB = hB =30 м. Через точки С,D,E, В проводим горизонтальные линии и откладываем отрезки от точки С: отрезок C01 = R1= 382 м; от точки D отрезок DF = A1= 26.7м; от точки Е отрезок ЕК = А2 = 350 м; от точки К по направлению линии КЕ отрез K1E1O2 = R2 = 4408 м; от точки В отрезок BL = A =350 м. Из точки O1описываем дугу, радиусом R1=323 м, а из точки 02 дугу, радиусом R2 = 4408 . Ломанная линия АСFКL представляет собой профиль ствола наклонной скважины.
Рис.. Профиль наклонно – направленной скважины
4. Проектирование конструкции скважины
Конструкция скважины выбирается с учетом глубин залегания нефтяного пласта, давления в нем, характера разбуриваемых пород, наличия осложнения при бурении скважин, условий эксплуатации, а также возможности проведения ремонтных работ.
Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем: определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска каждой из них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента. Число колонн определяется на основании анализа геологического разреза на месте заложения скважины, наличия зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями.