Выбор типа буровой установки, БУ, и оборудования бурения глубоких скважин на нефть и газ

ВВЕДЕНИЕ

Цель курсовой работы – разработка конструкции скважины, выбор способ бурения, оборудования и инструмента, расчет режима бурения и специальных мероприятий, проводимых в скважине.
Передовые технологии бурения наклонно-направленных скважин получают наибольшее распространение в последние годы.
Направленное бурение – это бурение скважин с использованием закономерностей естественного искривления и с помощью технологических приемов и технических средств вывода скважины в заданную точку. При этом искривление скважины обязательно подвергается контролю и управлению.
Скважину бурят при помощи буровой установки, представляющей собой сложный комплекс машин, механизмов, аппаратуры, металлоконструкций, средств контроля и управления, расположенных на поверхности.
Условия бурения скважин, технико-технологические и геологические условия с каждым годом изменяются, в связи, с чем увеличивается средняя глубина залегания углеводородсодержащих продуктивных пластов, естественно, увеличиваются термобарические показатели.
При сложившейся практике бурения с использованием современных технико-технологических приемов проводки направленных скважин (роторные управляемые системы, роторно-турбинный «комбинированный» способ и др.) отмечаются проблемы, связанные с осложнениями и авариями в скважине, которые обусловлены отсутствием оптимизированного подхода к проектированию профилей скважин. Решение данных проблем возможно путем разработки алгоритма оценки проектных траекторий профилей скважин с учетом напряжений, действующих на бурильную и обсадные колонны, внутрискважинное эксплуатационное оборудование в зависимости от горно-геологических условий и параметров бурения.
В курсовой работе разрабатываются технологические решения по сооружению наклонно-направленной скважины (ННС) на нефть в продуктивном горизонте лямницкой свиты верхнего девона турбинным способом.
Исходные данные для проектирования:
ННС тангенциального профиля проектной вертикальной глубиной 4000 м,
глубина искривления – 500 м,
интенсивность искривления – 1,15/10 м,
смещение проектного забоя от вертикали – 1100 м,
вертикальная мощность продуктивного нефтью горизонта – 4000- 3905= 95м,
ориентировочное пластовое давление – 45,6 МПа.

1 АНАЛИЗ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ ДЛЯ ВЫБОРА БУ

Таныпское нефтяное месторождение (НМ) расположено на юге Пермского края, в 30 км северо-восточнее г Чернушки, в 195-200 км южнее г Пермь.
На отложениях вендского комплекса, представленных бородулинской свитой (до 450 м) с большим стратиграфическим несогласием налегают девонские отложения.
Они представлены песчано-аргиллитово-алевролитовыми отложениями интервалом 9 - 21 м живетского яруса среднего девона, а также отложениями франского и фаменского ярусов верхнего девона. Франский ярус сложен преимущественно терригенными породами пашийского и тиманского горизонтов толщиной 4 - 7 м и 6-16 м, соответственно. На отложениях тиманского горизонта залегает мощная толща карбонатных отложений саргаевского и доманикового горизонтов нижнефранского подъяруса, верхнефранского подъяруса и фаменского яруса.
Продуктивным считается стратиграфически приуроченный к отложениям палеозоя терригенный комплекс: девон, карбон и пермь, составляющий пологую брахиантиклинальную морщину близ меридионального простирания, длиной 6 км и шириной 2,5 км.
На Таныпском поднятии наиболее крупная залежь нефти приурочена к основному куполу и незначительная по размерам к южному куполу.

1.1 Выбор и обоснование способа бурения
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 скважинам и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей выбор рекомендуется делать с учетом геолого-технических условий бурения проектируемых скважин, глубины 4000 м, тангенциального профиля и конструкции скважины. Учитывая опыт разведочного бурения на проектируемой площади, для забуривания под направление предусматривается бурение шарошечными долотами диаметром 490 мм глубиной 10 м. Целесообразно применить роторное бурение. Внедрение технологии механического роторного бурения, при котором вращение долота вместе со всей колонной бурильных труб осуществлялось станком с поверхности, стало одним из знаковых событий на этапе промышленного переворота в нефтяной промышленности в начале ХХ века. До этого наиболее распространенным методом был ударно-канатный. Главная проблема — большое отклонение ствола скважины от вертикали, в связи, с чем обсадные колонны часто не доходили до проектной глубины.
Кондуктор на глубину 450 м по стволу служит для перекрытия осложнений приуроченных к сравнительно неглубоко залегающим горизонтам, а также для изоляции горизонтов, содержащих артезианские и целебные воды, для подвешивания последующих колонн и установки ПВО.
Для бурения под кондуктор предусматривается бурение шарошечными долотами диаметром 394 мм на глубину 450 м по вертикали. Целесообразно применить роторное бурение.
Промежуточная колонна 1750 м по вертикали служит для изоляции интервалов слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения; промывочной жидкости; глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов
Эксплуатационная колонна 2250 м по вертикали служит для организации транспортировки нефти на поверхность, крепления стенок скважины и разобщения продуктивных горизонтов.
Конструкция скважины включает следующие характеристики: глубину скважины, диаметр ствола скважины, который можно оценивать по диаметру породоразрушающего инструмента (долота, бурголовки и т.п), применяемого для бурения каждого отдельного интервала, и уточнять на основе замеров профилеметрии и кавернометрии; количества обсадных колонн, спускаемых в скважину, глубину их спуска, протяженность, номинальный диаметр обсадных колонн и интервалы их цементирования.
Диаметры обсадных колонн и долот выбираются снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. Диаметр эксплуатационной колонны зависит от предполагаемого дебита, способа заканчивания скважины, условий ее эксплуатации.
Диаметр долота, мм, под эксплуатационную колонну определяется по формуле