Файл: Автореферат выпускной квалификационной работы тема вкр Проектирование заканчивания эксплуатационной скважины глубиной 1779 м на Пашийский горизонт на Боярской площади с отклонением забоя относительно устья на 300 м.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 35
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Министерство образования и науки Республики Татарстан
Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
Альметьевский государственный нефтяной институт
Кафедра Бурение нефтяных и газовых скважин
Направление 21.03.01 Нефтегазовое дело
Профиль Бурение нефтяных и газовых скважин
АВТОРЕФЕРАТ ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЫ
Тема ВКР: «Проектирование заканчивания эксплуатационной скважины глубиной 1779 м на Пашийский горизонт на Боярской площади с отклонением забоя относительно устья на 300 м»
Тема УНИРС: «Обоснование выбора оборудования при зарезке бокового ствола»
Руководитель ВКР: Любимова С.В., к.т.н., доцент кафедры БНГС АГНИ
подпись
Выполнил: обучающийся группы 19-21 Киямов А.И.
подпись
Куратор работы: д.т.н., профессор кафедры БНГС Хузина Л.Б.
подпись
Альметьевск 2020
Содержание
Введение……………………………………………………….……………….3
1.Технологический раздел…………………………………….……...4
2.Профилирующий раздел...…………………………………..……..12
3.Безопасность и экологичность работы……………….…….14
Заключение…...…………….……………………………....……….........15
Список использованных источников…...………………....….16
Введение
В профилирующем разделе (УНИРС) выпускной квалификационной работы (ВКР) рассматривается забуривание боковых стволов.
Бурение боковых стволов дает возможность увеличить дебит старой скважины за счет вскрытия пластов ранее считавшихся нерентабельными или пропущенных, более продуктивных зон пласта, а также позволяет обойти зоны загрязнения и обводнения пласта в пласте. [16]
Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на строительство бокового ствола значительно ниже аналогичных показателей бурения новой скважины за счет использования большей части ствола существующей скважины и имеющейся инфраструктуры месторождения.
Кроме того, боковой ствол проходит вблизи зоны продуктивного пласта
, которая уже охарактеризована керновым материалом и каротажными данными, результатами испытания и эксплуатацией старой скважины, что существенно сокращает затраты на геофизические исследования.
Забуривание второго ствола из обсадной колонны позволяет решать следующие задачи:
• увеличить дебит скважины за счет вскрытия продуктивного пласта дополнительным стволом, как наклонно-направленным, так и горизонтальным;
• отремонтировать бездействующую скважину, которая не эксплуатировалась по техническим причинам (заклинка ЭЦН, расхождение колонны и т. д.);
• уменьшить объём бурения новых скважин и сократить капитальные вложения на разработку месторождений.[6]
1.Технологическая часть
В технологической части произведены расчеты согласно утвержденному на кафедре БНГС АГНИ геолого-технологическому наряду (Боярской площади)
Произведены расчеты по проектированию профиля скважины и соответственно подобрана КНБК:
Таблица 1.1- Выбор КНБК и результаты расчета профиля
| Глубина по вертикали, м | Интенсивность искривления | Участки профиля | Зенитный угол | Тип применяемой КНБК | |
| От | до | градус/10 м | м | градус | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 0 | 50 | 0 |    | 0 | 393,7 СЗ-ГВУ + 15КС-394 + УБТС2-178(8м) + Ц-384 + УБТС2-178(16м) + ТБПН-127 |
| 50 | 300 | 0 |   | 0 | 295,3 МСЗ-ГНУ+8КС 295,3 СТ+Д-240.3000.7/8+УБТС2-178+ТБПН-127 |
| 300 | 398 | 1,4 |    | 13,7 | 215,9 ТЗ-ГН + ДР-195.5000.7/8+ЛБТ-147+ТБПН-127 |
| 398 | 1180 | 0 |  190  | 13,7 | БИТ 215,9 ВТ 616 УСВ + ЦД-214 + ДВ-195 6/7 + УБТС2-178 + ТБПН-127 |
| 1180 | 1400 | -0,15 |    | 10,3 | БИТ 215,9 ВТ 613 УВМ.02+ НЦ-210+ Д3-195М.7/8.60+ УБТС2-178+ ТБПН-127 |
| 1400 | 1747 | -0,1 |    | 6,8 | БИТ 215,9 ВТ 619 УВ + УБТС2-178 + РОТОР+ТБПН-127 |
Рисунок 1.1-Проектный профиль скважины
Cогласно ГТН произведены расчеты и подбор промывочной жидкости по каждому интервалу:
Интервал бурения под направления предусматривает разбуривание слоя рыхлых, неустойчивых песков и гравия четвертичных отложений.
Таблица 1.2 – Рецептура глинистого раствора (0-40м):
| № п/п | Компонентный состав бурового раствора | Назначение | Расход химических реагентов и материалов, кг/м3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | Вода техническая, кг/м3 | дисперсионная среда | 965-975 |
| 2 | Бентонит ПБМА | Структурообразователь | 50-60 |
| 3 | NaOH | регулятор рН | 2 |
| 4 | КМЦ-1000 | понизитель фильтрации | 1-2 |
| 5 | Барит | утяжелитель | 50 |
Для бурения интервала 40-1654 была выбрана естественная водная суспензия.
Тех.вода – при отсутствии флюида проявляется качества тех. воды характеризует жесткостью, степенью минерализации и составом.
По степени минерализации существуют 4 группы и оценивается вода количеством растворимых в ней солей на 1 л. воды. Подразделяется на:
-пресную воды до 1 гр/л;
-солоноватые воды от 1-10 гр/л;
-соленые воды от 10-50 гр/л;
-рассолы больше 50 гр/л.
Интервал 1654-1779 м. Продуктивный горизонт
Для бурения продуктивного пласта на интервале 1654-1779 м был использован биополимерный раствор по ГТН. В соответствии с величинами пластового давления и давления поглощения раствор должен иметь плотность 1200 кг/м3. Дисперсионной средой глинистого раствора будет являться пресная вода. Активной твердой фазой глинистого раствора будет глинопорошок. Для понижения водоотдачи глинистого раствора будем применять реагент-полимер КМЦ.
Таблица 1.3 - Рецептура биополимерного бурового раствора для интервала 1654-1779 м
| № п/п | Компонентный состав бурового раствора | Назначение | Количество реагентов |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | Вода техническая | Дисперсионная среда | 1000мл |
| 2 | BAU DF Vis XM (Ксантановый биополимер) | Структуро-образователь | 3кг/м3 |
| 3 | КМЦ-1000 | Регулятор фильтрации и вязкости | 5кг/м3 |
| 4 | Bur DRT (ПАВ) | Пеногаситель | 1кг/м3 |
| 5 | NaOH (каустическая сода) | Регулятор щелочности раствора | 1кг/м3 |
| 6 | Крахмал | Полимер структурооброзователь | 20кг/м3 |
| 7 | ПОСД-1 (смазочная добавка) | Смазочный реагент жидкий | 10л/м3 |
| 8 | Мел | Утяжелитель | 280кг/м3 |
Таблица 1.4 – Расчет показателей свойств бурового раствора (1654-1779м)
| Свойства | Формула | Расчет |
| 1 | 2 | 3 |
| Плотность |  |  |
| ДНС |  |  |
| Пластическая вязкость |  |  |
| Эффективная пластическая вязкость |  |  |
Продолжение таблицы 1.4
| 1 | 2 | 3 |
| Условная вязкость |  |  |
| Статическое напряжение сдвига |   |   |
| Фильтрация |  |  |
Таблица 1.5 - Показатели свойств бурового раствора (1654-1779м)
| Свойства буровых растворов | Параметры, характеризующие данное свойство | Обозначение | Единицы измерения | Показатели | Приборы (API) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Плотность | Плотность | ρ | кг/м3 | 1200 | Рыч весы |
| Реологические свойства | Пластическая вязкость Динамическое напряжение сдвига | η τ0 | мПа·с дПа | 14 3,2 | Вискозиметр FANN |
| Текучесть | Условная вязкость | Т | с | 25,2 | Вискозиметр ВУБ-20 |
| Структурные свойства | Статическое напряжение сдвига (одноминутное и десятиминутное) | Q1, Q10 | дПа | 32/36 | СНС-2 (вискозиметр FANN) |
| Фильтрационные свойства и способность к образованию фильтрацион-ной корки | Фильтрация Толщина фильтрационной корки | Ф К | см3/30 мин мм | 8,21 <1 | ВМ-6 Фильтр-пресс (фильтр-пресс FANN, HTHP) |