Филиал ТюмГНГУ в городе НижневартовскЕ
Кафедра «Нефтегазовое дело»
Курсовая работа
по дисциплине “Буровые технологические жидкости ”
Задание № БР.КР.21.03.01.ХХХ.2017.ПЗ
Группа БСб______
Студент __ФИО _________________________________
Дата выдачи ______________ Срок предоставления _______________________
Тема курсовой работы: Регламент на промывку вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2700 м на Ершовом месторождении
состав пояснительной записки
Титульный лист
Задание
Содержание
Введение
1. Исходные данные для выполнения курсового проекта
2. Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения
2.1 Анализ используемых на данном месторождении буровых растворов
2.2 Требования к буровым растворам
2.3 Обоснование выбора типа буровых растворов по интервалам бурения
2.4 Обоснование параметров буровых растворов
2.5 Обоснование рецептур бурового раствора
3. Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине.
4 Гидравлический расчет промывки скважин в режиме вскрытия продуктивного пласта
5 Приготовление буровых растворов
5.1 Технология приготовления бурового раствора
5.2 Выбор оборудования для приготовления бурового раствора
6. Управление свойствами буровых растворов при бурении скважин
6.1 Контроль параметров буровых растворов
6.2 Технология и средства очистки буровых растворов
6.3 Управление функциональными свойствами буровых растворов
7 Охрана окружающей среды и недр
Выводы.
Список использованных источников
Задание к выполнению принял студент _______________________/__________
Руководитель ____________________________________________/_Н.А. Аксенова
Содержание
| Введение | ||
| Исходные данные для выполнения курсовой работы | ||
| Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения | ||
| 2.1 | Требования к буровым растворам | |
| 2.2 | Разделение ствола скважины на технологические интервалы по устойчивости пород и осложненности разреза | |
| 2.3 | Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения | |
| 2.4 | Обоснование требуемых параметров бурового раствора по интервалам бурения | |
| Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине | ||
| Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам с обоснованием типа и числа буровых насосов | ||
| Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора | ||
| Выбор оборудования для приготовления бурового раствора | ||
| Охрана окружающей среды и недр | ||
| Выводы | ||
| Список использованных источников. |
ВВЕДЕНИЕ
Успешная безаварийная проводка скважин определяется, прежде всего, степенью совершенства процесса промывки и оборудования для его осуществления. Процесс промывки скважин определяет режим разрушения породы, очистки забоя от обломков породы, охлаждения и смазки бурильного инструмента, транспортирования шлама на дневную поверхность и т.д.. Качественный подбор рецептуры бурового раствора может заметно сократить сроки строительства скважины, так как от качества бурового раствора зависят: скорость бурения, предотвращение аварий и осложнений связанных с прихватами и устойчивостью ствола скважин, износостойкостью бурового оборудования и инструмента, успешное цементирование, стоимость строительства скважин, а также их долговечность.
Процесс строительства скважин нельзя рассматривать без учёта последствий воздействия на окружающую среду и принимаемых мер для снижения отрицательных явлений, возникающих под влиянием техногенных нагрузок.
Практикой установлено, что основные проблемы связаны с сооружением кустовых оснований, образованием больших объёмов отходов, возникающих в результате бурения и промывки скважин, в частности бурового шлама, отработанного бурового раствора и буровых сточных вод. В связи с этим, требования к технологии промывки скважин и техническим средствам для приготовления, обработки и очистки буровых растворов должны быть направлены на ликвидацию источников загрязнения окружающей природной среды или на сведение их влияние к минимуму, соответствующему предельной концентрации или предельно допустимому сбросу в природные объекты.
Анализ работ отечественных исследователей позволил сформулировать основные для условий Западной Сибири задачи решение которых, при последующей их реализации, позволило уменьшить техногенное влияние на окружающую природную среду при производстве буровых работ.
1. Разработка конструкции кустовой площадки с экранирующим слоем,
обеспечивающим при не планируемых разливах локализацию буровых сточных вод и жидких отходов бурения.
2. Разработка схемы монтажа бурового оборудования на кустовой
площадке для экологически малоопасной технологии бурения.
3. Применение современных отечественных и зарубежных технических
средств для регулирования и очистки раствора и буровых сточных в замкнутом технологическом цикле.
4. Применение экологически малоопасных реагентов и смазочных
добавок для буровых растворов.
5. Разработка технологических схем утилизации и захоронения твёрдых
и жидких отходов бурения.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОЙ РАБОТЫ
Геологический разрез Ершового месторождения представлен мощной (порядка 3400 м) толщей мезо-кайнозойского осадочного чехла. Разрез осадочного чехла в целом является типичным для Широтного Приобья и включает отложения юpского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов. В восточной части месторождения по данным бурения и, отчасти, сейсмического зондирования, отмечается так называемое ”аномальное строение баженовской свиты верхней юры”. Оно выражается в наличии в разрезе этой свиты нескольких битуминизированных глинистых пачек, перемежающихся нормальными песчано-глинистыми интервалами. Для пород, слагающих аномальные разрезы этой свиты, характерно развитие оползневых и флюидальных текстур, трещин, зеркал скольжения. Верхняя часть таких аномальных разрезов сливается с ачимовской пачкой нижнего мела, поэтому обычно вся эта толща обозначается как баженовско-ачимовская и имеет, таким образом, берриас-титонский возраст.
Наиболее детально тектонический план Нижневартовского свода и прилегающих к нему территорий изучен по отражающему горизонту "Ю", соответствующему кровле баженовской свиты и являющемуся региональным сейсмическим репером. В подавляющем большинстве случаев структурные карты по этому горизонту подтверждаются структурными построениями по результатам массового разбуривания площадей. По отражающему горизонту “Ю” Ершовая площадь приходится на зону моноклинального повышения структурных поверхностей в сторону Ершового куполовидного поднятия, осложненного серией небольших по размеру и малоамплитудных (до 20-25 м) локальных поднятий. Эти поднятия в свою очередь осложнены более мелкими структурными элементами, что в целом обуславливает существенную дифференциацию структурных планов при расплывчатом характере очертаний.
В целом тектоника пликативных структурных форм в районе Ершового месторождения характеризуются типичным для Широтного Приобья унаследованным и конседиментационным характером развития.
Рисунок 1 – карта местоположения Ершового местрождения
Ершовое месторождение расположено в Северо-Восточной части Сургутского района Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области и удалено от основных административных центров на следующие расстояния (по прямой): от районного центра г.Сургута - 180 км, окружного г.Ханты-Мансийска - 400 км, и от областного г.Тюмени - 800 км.
На самой площади населенный пункт - вахтовый п. Аган. В 45 - 50 км южнее ее , на р. Оби расположены п. Вата и г.Мегион, а в 35 - 40 км юго-восточнее Самотлорское месторождение.
Орографически данная территория представляет сравнительно сложнорасчлененную плетеобразную возвышенность с рельефом аккумулятивного типа, служащую водоразделом рек Оби и Агана.
В пределах месторождения наблюдается сравнительно высокое колебание абсолютных отметок рельефа от +105 до - 65 м от уровня моря. Болота на изученной части нефтеносной площади встречаются редко. Они имеют небольшие размеры и глубину около 0,5 - 2,5 м и занимают не более 10 – 15 % площади.
Озер на рассматриваемой территории нет, но местность интенсивно расчленена мелкими речками, ручейками и временными водостоками. Последние имеют узкие врезанные долины и извилистые русла.
Наиболее крупными из них являются протоки р.Аган - р.Кортен-Ях и р. Он-Еган-Ветлинья, однако обе они не судоходны и не пригодны для перевозки оборудования.
Климат района резко континентальный: лето короткое с максимальной температурой в июле до +30 °С, зима продолжительная, в декабре и январе месяцах морозная до минус 50 °С. Среднее количество осадков в году равно 400 мм, глубина снежного покрова 1-1,5 м.
На возвышенных участках развиты кедровые леса, а на склонах водораздела и в руслах рек - сосновые, еловые и небольшие острова лиственных лесов.
Общие сведения о районе буровых работ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Общие сведения о районе буровых работ
| Наименование, единица измерения | Значение (текст, название, величина) |
| Месторождение (площадь) | Ершовое |
| Год ввода площади в разработку | |
| Административное расположение: -республика | |
| Российская Федерация | |
| -область (край, округ) | Тюменская (Х-Мансийский) |
| - район | Нижневартовский |
| Температура воздуха: | |
| -среднегодовая, 0 С | +3,1 |
| -наибольшая летняя, 0 С | +35 |
| -наименьшая зимняя, 0 С | -50 |
| Максимальная глубина промерзания грунта, м | 2,4 |
| Продолжительность отопительного периода, сутки | |
| Преобладающее направление ветров | зимой ЮЗ-З летом С-СВ |
| Наибольшая скорость ветра, м/с | |
| Многолетнемерзлые породы, м | отсутствуют |
В подразделе приводятся стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины, сведения по градиентам пластового, порового, горного давлений и давления гидроразрыва пород, приведенных к глубине исследования, данные представлены в таблицах (2-5).
Таблица 2 - Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и
коэффициент кавернозности
| Глубина залегания, м | Стратиграфическое подразделение | Элементы залегания (падения) пластов по подошве | Коэффи-циент каверноз-ности интервала (средневз-вешанная величина) | |||
| от (кроля) | до (подошва) | название | индекс | угол | ||
| град | мин | |||||
| Четвертичные отл. | Q | - | - | 1,3 | ||
| Журавская свита | Р2/3 | - | - | 1,3 | ||
| Новомихайловская свита | Р2/3 | - | - | 1,3 | ||
| Алтымская свита | Р1/3 | - | - | 1,3 | ||
| Чеганская свита | Р1/3-Р3/2 | - | - | 1,3 | ||
| Люлинворская свита | Р2/2 | - | - | 1,3 | ||
| Талицкая свита | Р1 | - | - | 1,3 | ||
| Ганькинская свита | К2 | - | - | 1,25 | ||
| Березовская свита | К2 | - | - | 1,25 | ||
| Кузнецовская свита | К2 | - | - | 1,25 | ||
| Покурская свита | К1 +К2 | - | 1,25 | |||
| Алымская свита | К1 | - | 1,25 | |||
| Вартовская свита | К1 | 1,25 | ||||
| Мегионская свита | К1 | 1,25 | ||||
| Баженовская свита | J3 | 1,25 | ||||
| Георгиевская свита | J3 | 1,25 | ||||
| Васюганская свита | J3 | 1,25 |
Таблица 3 - Литологическая характеристика разреза скважины
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Горная порода, краткое название | Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.) | |
| от (верх) | до (низ) | |||
| Q | пески, суглинки, супеси, глины, торфяники | Супеси серые, пески желтовато-серые, суглинки вязкие | ||
| Р2/3 | пески, суглинки, глины | Глины з/серые с прослойками песка м/з | ||
| Р2/3 | глины, суглинки, пески | Переслаивание глин и песков серых м/з глинистых | ||
| Р1/3 | пески, алевролиты | Пески серые с/з и м/з, глины серые с прослоями бурых углей | ||
| Р1/3-Р3/2 | глины, алевролиты | Глины серые с линзами алевролитового материала | ||
| Р2/2 | глины, опоки | Глины опоковидные, опоки серые | ||
| Р1 | глины, алевролиты | Глины т/серые с линзами алевролитов | ||
| К2 | глины, опоки | Глины серые, диатомовые, известковистые, опоки серые, глины з/серые с прослоями углей, глины з/серые алевритистые | ||
| К2-К1 | пески, песчаники, алевролиты, глин | Чередование песков, глин, песчаников р/з и глин серых алевритистых | ||
| К1 | глины, алевролиты, песчаники | Аргиллиты серые слюдистые, песчаники т/серые м/з, алевролиты м/з крепкие серые, песчаники серые крепкие р/з кварцевые с прослоями алевролитов серых плотных, аргиллиты серые алевритистые с включениями растительного детрита | ||
| J3 | аргиллиты | Черные битуминозные аргиллиты, иногда с конкрециями известняков | ||
| J3 | аргиллиты, глины | Аргиллиты т/серые с включениями глауконита, глинисто-известковистые породы и глауконит | ||
| J3 | аргиллиты, песчаники | Песчаники с линзами аргиллитов, с включениями углистого детрита, пирита, аргиллиты серые и т/серые с прослоями алевролитов |
Таблица 4 - Физико-механические свойства горных пород
| Интервал,м | Краткое название горной породы | Плотность, г/см3 | Пористость, % | Проницае-мость, Дарси | Глинис-тость, % | Карбонат-ность, % | Твердость, кгс/см2 | Абразив-ность (класс) | Категория пород по промысло-вой класси-фикации | Коэффи-циент плас-тичности | |
| 0-40 | Пески, супеси | 1,8 1,9 | 0,6 - | 1-2 - | - - | 1-2 | М | 1,1-4,5 -“- | |||
| 40-300 | Пески, глины | 1,9 1,8 | 0,6 0,001 | 1-2 1-2 | - - | 1-2 | М | -“- -“- | |||
| 300-950 | Глины, опоки | 1,9 1,5 | 0,001 0,01 | 1-2 - | - | МС | -“- | ||||
| 950-1700 | Песчаники Глины Алевролиты | 2,01 1,9 2,0 | 0,44-0,8 0,001 0,05 | 6-16 | 3-7 3-7 3-7 | 14-230 - 20-160 | 3-8 1-4 | МС | 1,1-4,5 -“- 1,6-4,3 | ||
| 1700-2210 | Песчаники Алевролиты Аргиллиты | 2,01-2,16 2,0 2,5 | 23-21 | 0,1-0,2 0,03 0,01 | 6-12 | 5-7 6-7 | 25-230 25-170 40-210 | 3-8 1-4 1-3 | С | 1,1-4,5 1,6-4,3 1,8-4,2 | |
| 2210-2600 | Алевролиты Аргиллиты | 2,0-2,1 2,5-2,6 | 11-9 | 0,02 0,01 | 2-4 1-3 | 30-180 45-220 | 1-4 1-3 | С | 1,6-4,3 1,8-4,2 | ||
| 2600-2700 | Аргиллиты Песчаники | 2,6 2,18 | 0,01 0,03 | 12-16 | 1-3 3-4 | 45-220 30-200 | 1-3 3-8 | С | 1,8-4,2 2,5-4,5 |
Таблица 5 - Давление и температура по разрезу скважины
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Градиент | ||||||||
| от (верх) | до (верх) | пластового давления | гидроразрыва пород | горного давления | геотермический | |||||
| величина кгс/см2 | источник получения | величина кгс/см2 | источник получения | величина кгс/см2 | источник получения | величина кгс/см2 | источник получения | |||
| Q-P1/3 | Рпл=Ргидр | 0,20 | расчет | 0,22 | расчет | РФЗ | ||||
| P2-К2 | 0,100 | РФЗ | 0,20 | расчет | 0,22 | расчет | РФЗ | |||
| К2 –К1 | 0,100 | РФЗ | 0,17 | расчет | 0,22 | расчет | РФЗ | |||
| К1 -J3 | 0,100 | РФЗ | 0,16 | расчет | 0,22 | расчет | РФЗ | |||
| J3 | 0,076 | РФЗ | 0,16 | расчет | 0,23 | расчет | РФЗ | |||
| __________________________________________________ Примечание РФЗ- фактические замеры в скважине. |
В разделе приводятся данные по нефтеносности и водоносности в таблицах (6,7). Данные по газоносности отсутствуют.
Таблица 6 - Нефтеносность
| Индекс стратигр. подразд. | Интервал, м | Тип коллектора | Плотность, кг/м³ | Подвижность , Мпа·с(Дарси на сантипуаз) | Содержание серы,%/парафина,% | Дебит, м³/сут (НД) | |
| от (верх) | до (низ) | ||||||
| К1(АВ1-3) | поров. | 0,104 | 0,99/33 | 10-40 | |||
| К1(АВ2-3) | поров. | 0,104 | 0,99/33 | 10-40 | |||
| К1(БВ4-8) | поров. | 0,11 | 0,8/0,9 | До 200 | |||
| К1(БВ0-5) | поров. | 0,087 | 1,8/0,8 | ||||
| К1(БВ6-8) | поров. | 0,05 | 1,5/5,3 | До 160 | |||
| К1(БВ9-10) | поров. | 0,04 | 0,8/2,3 | ||||
| К1(БВ19-22) | поров. | 0,04 | 1,7/2,2 | 3-5 | |||
| J3 (ЮВ1) | поров. | 0,06 | 1,8/2,4 |
Продолжение таблицы 6
| Пластовое давление, МПа | Газовый фактор , м3/т | Относительная по воздуху плотность газа | Динамический уровень в конце эксплуатации, м | Температура жидкости в колонне на устье скважине при эксплуатации, град | Рекомендуемые в МПа | |
| репрессия при вскрытии | депрессия при испытании | |||||
| 1,015 | - | 30-35 | ||||
| 17,5 | 1,015 | - | 30-35 | |||
| 17,9 | 1,018 | - | 30-35 | |||
| 18,8 | 0,95 | - | 30-35 | |||
| 21,1 | 0,90 | - | 30-35 | |||
| 23,5 | 0,95 | - | 30-35 | |||
| 24,8 | 0,98 | - | 30-35 | |||
| 0,95 | 30-35 |
Таблица 7 - Водоносность
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Тип коллектора | Пластовое давление, МПа | Плотность, кг/м³ | Химический состав в мг/л | Минерализация г/л | ||||||
| анионы | катионы | |||||||||||
| от (верх) | до (низ) |  |  | Na+ (К+) | Mg++ | Ca++ | ||||||
| Q-P1/3 | Поровый | 0-3 | 0,1-0,2 | |||||||||
| К2-К1 | Поровый | 9,5-17 | 16-20 | |||||||||
| К1 -J3 | Поровый | 17-26 | 92,5 | 1,1 | 6,4 | 17,2 | ||||||
| J3 | Пор. тр. | 19,8-20,5 | 12,6 | 94,2 | 1,66 | 4,14 | ||||||
| J3(ЮВ1) | Пор. тр. | 20,1 | 1,0 | |||||||||
Поглощение бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, нефтеводопроявления, прихватоопасные зоны и прочие возможные осложнения представлены в таблицах (8-11). Параметры, характеризующие возможные осложнения указаны на основе статических данных для наиболее представленных на разбуриваемых и эксплуатирующихся площадях условий и представлены в таблице (12).
Таблица 8 - Поглощение бурового раствора
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Максимальная интенсивность поглощения, м³/ч | Условия возникновения, в т.ч. допустимая репрессия | |
| от (верх) | до (низ) | |||
| Q – P1 | до 5 | Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО |
Таблица 9 - Осыпи и обвалы стенок
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал ,м | Время до начала осложнения, сутки | Интенсивность обвалов и осыпей | Мощность, м | Скорость, м/час | Условия возникновения | |
| От (верх) | До (низ) | ||||||
| Q – P1 | интенс. | 100-120 | нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента, материалов), несоблюдение параметров бурового раствора, в т.ч. плотности, водоотдачи, вязкости и др., несвоевременная реакция на признаки осложнений. | ||||
| Р1–К1 | слабые | 100-120 |
Таблица 10 - Нефтеводопроявления
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал ,м | Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ) | Плотность смеси при проявлении, кг/м³ | I. Условия возникновения | |
| от (верх) | до (низ) | ||||
| К2-К1 | вода | - | Условия возникновения снижение гидростатического давления в скважине из-за: - недолива жидкости; - подъема инструмента с "сальником"; - снижение плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины | ||
| К1(АВ1-3) | нефть | ||||
| К1(АВ2-3) | нефть | ||||
| К1(БВ4-8) | нефть | ||||
| К1(БВ0-5) | нефть | ||||
| К1(БВ6-8) | нефть | ||||
| К1(БВ9-10) | нефть | ||||
| К1(БВ19-22) | нефть | ||||
| J3 (ЮВ1) | нефть |
Таблица 11- Прихватоопасные зоны
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал ,м | Репрессия при прихвате, МПа | Возможные условия возникновения | |
| от (верх) | до (низ) | |||
| Q—P1 | - | Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и CIIO | ||
| К2-К1 | - |
Таблица 12 - Прочие возможные осложнения
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Вид (название) осложнения | Характеристика (параметры осложнения и условия возникновения) | |
| от (верх) | до (низ) | |||
| К2-К1 | Разжижение глинистого раствора | Нарушение режима промывки скважины, разбавление агрессивными пластовыми водами. | ||
| К1 -J3 | Сужение ствола скважиныскважины | Разбухание глин ввиду некачественного бурового раствора. |