Строительство вертикальной поисковой скважины на глубине 3150 метров на примере Чупальского месторождения

1.

Выпускная квалификационная работа на тему:
«Строительство вертикальной поисковой скважины
на глубине 3150 метров на примере Чупальского
месторождения»»
Студент группы 20-ОЗНБ-НД1
Хуснатдинов М.Д.
Руководитель дипломного проектирования
Доцент
Усов С.В.

2.

Введение
Месторождение Чупальское
расположено на территории
Нефтеюганского района ХантыМансийского национального
округа Тюменской области,
в относительной близости от
разрабатываемых крупных
нефтяных месторождений Правдинского. Мамонтовского,
Усть-Балыкского и др.
Введено в разработку в 1970 г.

3.

Геологическое строение

4.

Нефтеносность пластов
Интервал, м
Индекс
стратиграфического
подразделения
от
(верх)
до
(низ)
К1gbr(АС11)
2145
2165
поровый
0,862
214,2
К1vb(БС8)
К1b(Ачим0/2)
2395
2845
2425
2860
0,868
0,868
К1b(Ачим1-2)
2865
2880
поровый
поровотрещинный
поровотрещинный
J3v (ЮС0)
2892
2922
J2bt(ЮС2)
2992
3022
J2bt(ЮС4)
3065
3095
поровотрещинный
поровотрещинный
поровотрещинный
Тип коллектора
Ожидаемая плотность
нефти,
г/см3
Ожидаемое Ожидаемое
пластовое содержание
давление,
серы %_
парафина %
кгс /см2
ДинамичеОжидаемая
скийурозабойная
вень в
температура на
конце
глубине
эксплуатапродуктивции,
ногогорим
зонта, град.С
2000
75
Ожидаемый
средний
дебит, м3
/сут.
Ожидаемый
газовый
фактор,
м3 /т
1,17 / 2,93
н.д.
23,0
244,8
290,7
1,2 / 5,08
1,22 / 3,62
до 130
2,1
25,0
35,0
2000
2000
80
85
0,869
295,8
1,0 / 4,5
1,8
36,0
2000
86
0,879
303,0
1,46 / 1,97
0,78
50,0
2000
89
0,881
313,2
0,86 / 4,38
1,49
50,0
2000
90
0,890
323,4
0,63 / 2,91
1,32
52,0
2000
94

5.

Конструкция скважины

6.

Бурение вертикальной скважины и мероприятия
для предотвращения естественного искривления
В соответствии с «Инструкцией по предупреждению
вертикальных скважин» РД 39-0148052-514-86 при
ствола искривления
скважины
бурении вертикальной скважины для предупреждения естественного искривления её ствола необходимо выполнить ряд
следующих условий и мероприятий;
1. Перед началом забуривания скважины, для предупреждения искривления её ствола следует обеспечить:
- соосность фонаря вышки, проходного отверстия ротора и оси скважины(направления);
- горизонтальность стола ротора, соответствие размеров роторных вкладышей и квадратной штанги (ведущей трубы);
- соосность резьбовых соединений нижней части бурильной колонны;
- прямолинейность квадратной штанги (ведущей трубы);
- прямолинейность труб УБТ и находящихся над ними стальных бурильных труб.
2. Забуривание ствола скважины на длину компоновки низа бурильной колонны (КНБК) следует осуществлять при
минимальной нагрузке на долото („с навеса”).
3. Компоновка нижней части бурильной колонны (КНБК) должна при спуске проходить по стволу скважины без посадок либо
с посадкой не более 4 тонн;
4. Допустимый износ опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) и иных частей компоновок низа бурильной колонны (КНБК) не
превышает 2÷3мм от их первоначального диаметра.
5. Длина калибрующей лопасти ОЦЭ (Lк) должна удовлетворять условию: Lк ≥ (2÷3)Dд, где Dд – диаметр долота в данной
КНБК ;
6. КНБК с ОЦЭ должна применяться непосредственно из-под башмака предыдущей обсадной колонны
7. КНБК с заменёнными ОЦЭ в необсаженную часть ствола скважины спускать осторожно, не допуская посадок
8. Во время прохождения КНБК через башмак обсадной колонны, скорость спуска должна быть минимальной
9. Инклинометрические работы при контрольных замерах параметров кривизны ствола скважины производятся внутри
бурильного инструмента, а при проведении комплексов стандартных каротажей – в открытом стволе. Интервалы проведения
контрольных замеров параметров кривизны ствола скважины определяются технологической службой бурового
предприятия, но не могут превышать 500м.
10. В случае, если зенитный угол в стволе скважины увеличился до значений, выводящих забой скважины за пределы круга
допуска, применяется инструмент для наклонно-направленного бурения
11. В процессе углубления и промывки ствола скважины необходимо тщательно следить за всеми параметрами
промывочной жидкости, уровнем бурового раствора в приёмных емкостях, расходом промывочной жидкости, весом
бурильного инструмента, давлением на стояке манифольда и в буровых насосах.
13. Шаблонирование (калибрование) ствола перед спуском обсадных колонн или пластоиспытателей рекомендуется

7.

Профиль скважины

8.

Буровые растворы
Принципиальная схема системы очистки бурового раствора

9.

Обоснование плотности
бурового раствора
Интервал
бурения
(по вертикали) м
Интервалы(по
вертикали)
согласно
«Правил…»,
м
Плотность
бурового
раствора, г/см3
Максимальная
репрессия на пласт,
создаваемая стол- бом
бурового раствора,
Мпа
Допускаемаярепрессия
напласты
(п.2.7.3.3.),
МПа
от
(верх)
до
(низ),
0
740
1090
740
1090
1200
0 ÷ 1200
0 ÷ 1200
0 ÷ 1200
1,16
1,10
1,11
1,16
1,07
1,18
1,5
1,5
1,5
1200
1940
1200 ÷ 3150
1,11
1,90
2,50 ÷ 3,0
1940
3150
1200 ÷ 3150
1,12
2,74
2,50 ÷ 3,0

10.

Углубление скважины
Способы, режимы бурения, расширки, шаблонирования (проработки) ствола
скважины и применяемые КНБК
Интервал,м
повертикали
от
(верх)
постволу
до
от
до
(низ) (верх) (низ)
0
25
30
740
0
25
30
740
30
740
30
740
730
3150
730
3150
2140
2390
2840
2890
2990
3060
2170 2140 2170
2430 2390 2430
2880 2840 2880
2930 2890 2930
3030 2990 3030
3100 3060 3100
740
3150
740
3150
Вид
технологическо
й операции
бурение
разбуриваниецем.
ст.иБК,бурение
шаблонирование
(проработка)*
разбур.цем.стакана,
ЦКОДМ, башмака
БКМ , бурение
отборкерна
отборкерна
отборкерна
отборкерна
отборкерна
отборкерна
шаблонирование
(проработка)*ство
- ла скважины
перед спуском
эксплуатационной колонны
Способ
ы
бурени
я
роторный
ВЗД
Условный
Режимбурения
Скорость
Допустимые
номер
выполнения
скорости
СПО в
Осевая Скорость Расход
КНБК
технологической
открытомстволе,
нагрузка
бурового
(Таблица надолото, враще- раствора,
операции,
м/с
ниядоло8.2)
м/ч
спуск
подъём
тс
л/с
та,
об/мин.
1
2÷3
80
64.4
100
2,8
0,8
3÷9
2
132
56,0
50
1,7
0,8
ВЗД
3
—
(2÷5)
—
(13
2)
56,0
—
(120÷100)
1,7
0,8
ВЗД
4
1÷13
105
32,2
45÷15
0,8
0,7
ВЗД
5
2÷5
90
28,2
5
0,6
0,2
ВЗД
6
—
(2÷5)
—
1
0
5
32,2
—
(120÷10
0)
0,8÷0,5
0,7÷0,2

11.

Углубление скважины
Конструкции бурильных колонн при строительстве скважин
от
(верх)
до
(низ)
№ п/п
(снизу
вверх)
секции
БК без
КНБК
Бурение
под
кондуктор
25
740
1
2
УБТ
ТБПК
203
127
Д
Д
З-171
З-133(ЗП-162-95-2)
51,5
9,19
3
ВБТ-133К
—
45ХГМА
З-152/З-133
—
0
Бурение под
эксплуатационную
колонну
740
1
2
УБТ
ТБПК
178
127
Д
Д
З-147
З-133(ЗП-162-95-2)
49,0
9,19
3
4
ЛБТ
ВБТ-133К
147
—
Д16.Т
45ХГМА
З-147(ЗЛ-147)
З-152/З-133
11,00
—
Вид
технологической
операции
Интервал
бурения
постволу, м
3150
Тип
(шифр)
Характеристика бурильной трубы
Наружный
Марка (группа
диаметр, мм
прочности)
Тип резьбы,
материала
(типзамкового
соединения)
Толщина
стенки,
мм
Интервал
установкисекции
(снизу вверх),
м
от
до
(верх)
(низ)
706
730
6
706
Масса,т
Длина
секнарасции,м секции тающая
24
700
4,632
21,85
4,63
26,48
6 (26)*
26
2,94
29,43
3117
2417
3141
3117
24
700
3,744
21,85
3,744
25,60
1
0
2417
1(26)*
2416
26
39,86
2,940
65,46
68,40
Соотношение и вес бурильных труб по интервалам бурения
Интервалпостволу,м
Название
обсадной
колонны
Кондуктор
Эксплуатационная
Видприменяемых труб
от
(верх)
до
(низ)
тип
(шифр)
наруж- ный
диаметр, мм
706
6
0
3117
2417
1
0
730
706
6 (26)*
3141
3117
2417
1(26)*
УБТ
ТБПК(Д)
ВБТ-133К
УБТ
ТБПК(Д)
ЛБТ
ВБТ-133К
203 100
127×9,19
—
178 80
127×9,19
147×11
—
Длина
секции
бурильных
труб в
интервале, м
Приведённая
масса 1 м
бурильной
трубы, кг
Масса секции бурильных труб,т
24
700
26
24
700
2416
26
192,98
31,22
113,08
156
31,22
16,5
113,08
теоретическая
с учётом 4%
наплюсовой
допуск
запас на
завоз5%
4,632
21,85
2,94
3,744
21,85
39,86
2,940
4,817
22,73
—
3,894
22,728
41,46
—
0,241
1,14
—
0,195
1,136
2,07
—

12.

Выбор гидравлической программы
промывки скважины
Схема расположения
насосного блока и ёмкастного
парка на буровой площадке

13.

Расчет давлений опрессовок обсадных
колонн и цементного кольца
№ колонны в
порядке
спуска
1
2
Способы расчѐта избыточных давлений
Название
обсадной
колонны
Кондуктор
Эксплуата
ционная
Наружное
На момент окончания цеменТирования по столбу тампонажного раствора
При нефтегазопроявлениипри
открытом устье
Внутреннее
Приопрессовкеводин
приѐм без пакера
Опрессовочный агент
тип,шифр
краткое название
Бурово
й
раствор
Пластовы
й флюид
плотность
г/см3
1,16
0,862
На момент окончания цементирования по столбу тампонажного раствора
(приотсутствиидавленияна
устье)
На момент окончания
цементирования - при
давлении на устье с
учѐтом "стоп"
Продавочная
жидкость
1,12
По составному столбу бурового раствора и жидкости за колонной при снижении
уровнядо2000м
При опрессовке в один
приѐм без пакера
Техническая
вода
1,00
Распределение избыточных
давлений по длине колонны
глубина,
внутнаружное
по
реннее
2
кгс/см
вертикгс/см2
кали,м
0
0
90,0
740
39,3
94,4
0
740
0
590
1995
2000
2095
3150
0
590
1995
2000
2095
3150
0
17,6
0
0,0
53,4
53,8
61,3
144,6
0
66,1
220,6
221,2
223,4
248,6
180,0
172,9
126,6
126,2
118,7
42,4
125,0
117,9
103,9
103,8
102,9
92,3

14.

Крепление скважины

15.

Экономическая часть
Исходные данные для расчета
нормативной карты
Наименование скважины
Проектная глубина, м:
Способ бурения:
-под направление
-под кондуктор и эксплуатационную
колонну
Цель бурения
Конструкция скважины:
-направление
-кондуктор
-эксплуатационная
Буроваяустановка
Оснастка талевой системы
Насосы:
-тип-количество, шт.
производительность,л/с:
- в интервале 0-30м
- в интервале 30-740м
-в интервале 740-3150м
Поисковая
3150
Роторный
Турбинный
Поиск
d 324 мм на глубину 30м
d 245 мм на глубину 740м
D146 мм на глубину 3150м
БУ-2900/175 ДЭП-3
5´6
НБТ-600,2
65
57
26
d203мм-56м
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ):
Забойный двигатель(тип):
- в интервале 30-740м
-в интервале 740-3150м
Бурильные трубы:длина свечей, м
- в интервале 0-30м
- винтервале 30-740м
-в интервале 740-2620м
Типыи размеры долот:
- винтервале 0-30м
- винтервале 30-740м
-в интервале 740-3150м
-в интервале отбора керна 2140-3100м
Сводный сметный расчет
d 178мм48м
d127мм74м
ДР195
ДР127.4000.56
25
ТБВК 127х10
ТБВК 127х10
ТБВК 114х9
III349,5MTR115М-ГВУ
III243FD519S
III165,1FD713MH
III165,1СЗ-ГНУ-R05М
Нормативные технико-экономические
показатели бурения скважины
Показатели
Глубина скважины, м
Продолжительность бурения,сут.
Механическая скорость, м/ч
Рейсовая скорость, м/ч
Коммерческая скорость, м/ст.-мес.
Проходка на долото,м
Стоимость одного метра
Величина
3150
8,66
35,13
22,7
11869
452
47709

16.

Заключение
Согласно проведенного анализа геолого-технического условия бурения поисковой
вертикальной скважины глубиной 3150м на нефтяном месторождении Чупальское
были получены следующие выводы:
Была спроектирована конструкция скважины. Глубины бурения интервалов
под: направление – 30 м, кондуктор – 740 м, эксплуатационная колонна – 3150 м;
В каждом интервале бурения были обоснованы определенные типоразмеры
долот;
В результате исследования, была получена компоновка бурильной колонны для
наиболее опасного интервала бурения под эксплуатационную колонну;
Были разработаны мероприятия вскрытия области продуктивного пласта;
Были смоделированы процессы цементирования и расчеты под эксплуатационную колонну;
Произведён экономический расчёт затрат на строительство скважины.

17.

Спасибо за
внимание!