Технология бурения нефтяных и газовых скважин

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 5

I. Общая часть 6

1.1. Общие сведения о  районе буровых работ и о деятельности бурового предприятия 6

1.2. Геологическая характеристика  участка работ 7

1.2.1. Физико-географические  условия района работ 7

1.2.2. Литолого-стратиграфическая  характеристика района работ 8

1.2.3. Возможные осложнения  при бурении 10

II. Проектная часть 11

2.1. Выбор и обоснование  способа бурения 11

2.2. Проектирование конструкции  скважины, обоснование и расчет  профиля проектной скважины 13

2.3. Выбор промывочного  агента для бурения скважины 17

2.3.1. Расчет плотности  бурового раствора 17

2.3.2. Выбор состава промывочного  агента 18

2.3.3. Расчет количества  реагентов в буровом растворе 19

2.4. Техника бурения 28

2.4.1. Определение максимальной массы бурильной колонны 28

2.4.2. Буровое оборудование 31

2.5. Технология бурения 40

2.5.1. Выбор породоразрушающего инструмента 40

2.5.2. Расчет осевой нагрузки на долото 42

2.5.3. Расчет количества промывочной жидкости 42

2.5.4. Частота вращения долота 46

2.6. Цементирование скважины 51

2.6.1. Расчёт цементирования обсадных колонн 51

2.6.2. Выбор цементировочного оборудования 55

2.7. Вскрытие продуктивных горизонтов 58

2.8. Опробование и испытание 59

2.9. Освоение скважины 60

III. Экология, охрана окружающей среды и рекультивация земельного участка 61

3.1 Общие сведения 61

3.2 Рекультивация земельного  участка 64

IV. Техника безопасности и противопожарные мероприятия 67

Заключение 69

Литература 70

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Бурение скважин является важнейшим средством поисков  и разведки всех видов полезных ископаемых. Буровые работы играют важную роль при разведке, разработке и эксплуатации месторождений углеводородного  сырья.

Становление любого промысла начинается с создания фонда разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин. Именно использование буровых  скважин обеспечило бурный рост нефтегазовой промышленности. К 2000 г. мире построено  более 5 млн скважин на нефть и газ.

Буровые скважины – довольно дорогостоящие сооружения, стоимость  которых может достигать нескольких сотен миллионов рублей, поэтому  правильность выбора технологических  решений на всех этапах строительства  определяет экономическую эффективность  разработки месторождения в целом.

Целью настоящего курсового  проекта является разработка технологических  решений по сооружению вертикальной скважины на нефть глубиной 3050 м на Восточно-Прибрежном месторождении Краснодарского края.

 

I. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Общие сведения  о районе буровых работ и  о деятельности бурового предприятия.

В административном отношении  площадь Прибрежная входит в состав Славянского района Краснодарского края. Ближайшие населенные пункты –  ст. Черноерковская и х. Прорвенский. Связь между городами и поселками осуществляется сетью автомобильных дорог с твердым покрытием. Кроме того, широко развиты проселочные грунтовые дороги, проезжие только в сухую погоду. Ближайшая железнодорожная станция – г. Темрюк.

ООО «Кубаньгазпром» - предприятие по добыче, хранению и транспортировке газа и газового конденсата. Входит в структуру ОАО «Газпром».

 Компания «Кубаньгазпром» была образована в 1965 году на базе 11 газоконденсатных месторождений. С 1982 года Кубаньгазпром ведет бурение в прибрежных плавнях Азовского и Черного морей.

 В 1999 году предприятие  «Кубаньгазпром» было преобразовано в общество с ограниченной ответственностью.

 В настоящее время  деятельность Кубаньгазпром направлена на реализацию экологических проектов.

Основные направления  деятельности Кубаньгазпром:

 • Добыча и подготовка  газа, газового конденсата и нефти;

 • Эксплуатация магистральных  трубопроводных систем;

 • Переработка жидких  углеводородов в моторное топливо;

 • Хранение газа  в подземных хранилищах.

 Сегодня в состав  ООО «Кубаньгазпром» входит 6 филиалов по добыче и транспортировке нефти и газа, 7 компрессорных станций, 2 подземных хранилища газа. Общество обслуживает 60 газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. 

1.2. Геологическая  характеристика участка работ.

1.2.1. Физико-географические  условия района работ.

Район буровых работ расположен в Юго-Западной части Краснодарского края в левобережье реки Кубань, на Северо-западном склоне главного кавказского  хребта.

В геоморфологическом отношении  район месторождения является низменной  прибрежной местностью с отдельными песчаными грядами, плавнями и лиманами.

Рельеф района представляет собой равнину, слегка наклоненную  в сторону Азовского моря. Преобладающими формами рельефа являются сухие  русла и прирусловые гряды  бывших ериков, межрядовые понижения.

Карта района буровых работ  изображена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Карта района буровых работ.

Климат района умеренно-континентальный, мягкий. Зима короткая, относительно мягкая и влажная, с осадками смешанного типа. Устойчивого снежного покрова, как правило, не образуется. Смягчающее влияние на климат оказывает Азовское море. Безморозный период длительный. Заморозки начинаются лишь во второй половине ноября, тогда же средняя суточная температура воздуха устойчиво переходит через +10^оС. Температура воздуха в зимний период – 0–5^оС. Максимальная температура в зимний период достигает –25^оС. Среднегодовая температура воздуха в районе расположения месторождений +10,9^оС.

Лето продолжительное, с  середины мая до конца сентября, очень теплое, сухое и солнечное. Весна теплая и дождливая. Продолжительность  осени около 2,5 месяцев.

Среднегодовое количество осадков  колеблется в пределах 300–450 мм. Относительная  влажность воздуха составляет в  среднем 75–85%. Число дней с туманами в году достигает 45–55, максимальное количество туманов приходится на октябрь  и апрель месяцы. Преобладают ветры  восточных, северо-восточных и юго-западных направлений.

1.2.2. Литолого-стратиграфическая  характеристика района работ.

Апшерон-четвертичные отложения

Апшерон-четвертичные отложения в районе Песчаной площади сложены лиманно-дельтовыми образованиями, светло-бурыми и палевыми лессовидными суглинками и супесями, чередующимися с прослоями песков, глин, ракушечников. Общая толщина апшерон-четвертичных отложений на Прибрежной площади составит около 100 м. Углы падения пород 0–1°.

Плиоценовые отложения

Куяльник

Лиманные отложения куяльника составляют большую часть «надрудных слоев», представленную тремя литологическими разностями: нижняя – тремя мощными монолитными песчано-алевритовыми пачками; средняя – глинистая, с тонкими прослоями алевролитов; верхняя – чередованием значительных пачек песчаников (от 5 до 25 м) и пестроокрашенных глин (0,5 до 10 м). Толщина куяльника в разрезе Прибрежной площади составит 460 м. Углы падения пород 0–1°.

 

Киммерий

Верхняя часть киммерия представлена монолитной песчано-алевритовой пачкой (около 202,5 м), относящейся к низам «надрудных слоев». По колонковым скважинам Приморско-Петровской площади, пески и алевролиты кварцевые, мелкозернистые, местами в подошве пачки встречается галька, или конгломерат, с включением карбонатных желваков и линз лигнита континентального генезиса. Общая толщина киммерия по площади ожидается 540 м, углы падения 1–3°.

Миоценовые отложения

Понт

Глины верхней части понта темно- и светлосерые, с частым миллиметровым чередованием светлосерых алевролитов, мергелей и известковистых глин. Они являются покрышками для газовых залежей на ряде соседних площадей (Элитная, Мечетская и другие).

Меотис

По данным бурения соседних площадей (Вост.-Черноерковская, Терноватая, Вост.-Прибрежная и др.) меотические отложения на Прибрежной площади будут представлены мощными пластами песчаников (IY-YII горизонты) с тонкими прослоями глин. Песчаники преимущественно мелкозернистые, в подошве средне- и мелкозернистые.

Сармат

В районе проектируемых работ  сармат представлен морскими отложениями  и делится на три отдела: верхний, средний и нижний.

Верхний сармат

В районе Прибрежной площади  верхнесарматский разрез в верхней части разрез сложен глинами с пластами песчаников (аналог YIIIa горизонта) в кровле. В нижней части верхний сармат представлен «червячковой свитой», сложенной частым чередованием тонких слоев мергелей и известняков светло-серых, плотных.

 

Средний сармат

Породы среднего сармата  сложены карбонатными глинами с  редкими прослоями доломитизированных мергелей. Глины темно-серые и серые, известковистые, слюдистые с облием раковин криптомактр. Толщина среднего сармата в районе Прибрежной площади составит 175 м.

Нижний сармат

На Прибрежной площади  породы нижнего сармата будут  представлены глинами темно-серыми, неизвестковистыми с редкими слоями доломитов, сидеритов и алевролитов. В кровле нижнего сармата прослеживается пласт песчаника (2м), характеризующийся газопроявлениями (Восточно-Черноерковская и Терноватая пл.). Толщина нижнего сармата на проектной площади составит  190 м. Общая толщина сарматских отложений на Прибрежной площади составит 610 м, углы падения пород составят 3-10°.

Конка

Конкские отложения в районе Прибрежной площади будут представлены известковистыми глинами темно-серыми с тонкими прослоями доломитизи-рованных мергелей, плотными с раковинами моллюсков (Терноватая скв.3). Предполагаемая толщина конки составит в разрезе 100 м, углы падения 5-30°.

Караган

Породы карагана на площади Прибрежной представлены глинами темно-серыми стонкими прослоями доломитов, сидеритов, алевролитов, мергелей, с пластами нефтеносных песчаников в кровле.Толщина конкских и караганских отложений в районе Прибрежной площади предполагается 255 м, углы падения пород от 5 до 30°.

1.2.3. Возможные  осложнения при бурении.

При бурении скважины возможны такие осложнения как обвалы и  осыпи. На интервале от 1000 м возможен прихват бурильной колонны, а  при вскрытии продуктивного пласта газо- и нефтепроявления.

 

II. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор и обоснование  способа бурения.

Бурить скважины можно  механическим, термическим, электроимпульсным  и другими способами (несколько  десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического  бурения - ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки. Ударный  способ более 50 лет не применяется  на нефтегазовых промыслах России, следовательно, на проектируемой скважине применяем вращательное бурение.

При вращательном бурении  разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под  действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего  момента скалывает ее.

Существует две разновидности  вращательного бурения - роторный и с забойными двигателями.

При бурении с забойным двигателем долото привинчено к валу, а бурильная колонна - к корпусу  двигателя. При работе двигателя  вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса  двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

При роторном бурении мощность от двигателей передается через лебедку  к ротору - специальному вращательному  механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает  бурильную колонну и привинченное к ней долото. Бурильная колонна  состоит из ведущей трубы и  привинченных к ней с помощью  специального переводника бурильных  труб.

Основное требование к  выбору способа бурения нефтяных и газовых скважин – необходимость  обеспечения успешной проводки ствола скважины (при возможных осложнениях) с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинами и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геолого-техничесих условий бурения проектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважины.

Учитывая опыт эксплуатационного  бурения на соседних площадях и опыт разведочного бурения на проектируемой  площади, для забуривания под направление, кондуктор предусматриваем применять роторное бурение (ротор Р700).