Файл: Курсовая работа по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин.docx

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт нефти и газа

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

КУРСОВАЯ РАБОТА
По дисциплине: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»
Преподаватель А.Л.Неверов

^{подпись, дата инициалы, фамилия}

Студент ГБ18-01Б, 081830353 Д.С. Ульчугачев

^{номер группы, зачетной книжки подпись, дата инициалы, фамилия}

Красноярск 2022

1. СОДЕРЖАНИЕ

---

1. Основные проектные данные

1. Площадь – Западно-Лодочная (Туруханский район, Красноярского

края);

2. Цель и назначение скважины – поисковая;

3. Проектный горизонт – малышевская свита нижней юры;

4. Проектная глубина – 4200м;

5. Вид скважины (тип профиля) – вертикальная;

6. Способ бурения – ВЗД, роторный.

В таблице 1 приведена литологическая характеристика разреза скважины и физико-механические свойства горных пород

Таблица 1 – Литологическая характеристика разреза скважины и физико – механические свойства горных пород

Интервал, м	Краткое название породы	Плотность, г/см3 [6]	Пористость, % [6]	Проницаемость, мД [10]	Глинистость, % [20]	Карбонатность, % [10]	Твердость, кгс/мм2 [21]	Абразивность [6]	Модуль Юнга, Е·10-4 МПа [8]	Коэффициент Пуассона [9]	Категория буримости по промысловой классификации
0-25	Супесь		1,5								М
25-50	Суглинки	1,7	27	10	90	0	4	4	0,5	0,4	М
50-75	Пески	1,35	30	1500	5	0	3	4	0,8	0,32	М
75-100	Глины	2	31	0	95	0	4	4	0,7	0,3	М
100-275	Пески	1,35	30	1500	5	0	3	4	0,8	0,32	С
275-450	Глины	2,01	31	0	95	0	4	4	0,7	0,3	С
450-576	Пески	1,36	30	1500	5	0	4	4	0,8	0,32	С
576-703	Алевриты	2,5	22	20	55	0	10	5	0,65	0,37	С
703-830	Глины	2,05	31	0	95	0	4	4	0,7	0,3	С
830-990	Алевриты	2,5	22	20	55	0	10	5	0,65	0,37	С
990-1150	Песчаники	2,72	26	500	5	5	30	6	0,36	0,27	С
1150-1220	Аргиллиты	2,73	21	35	25	1	20	4	0,6	0,3	С
1220-1290	Алевролиты	2,8	23	147	25	2	25	5	0,68	0,3	С
1290-1425	Песчаники	2,72	26	500	5	5	30	6	0,36	0,27	С
1425-1560	Алевролиты	2,8	22	147	25	2	25	5	0,68	0,3	С
1560-1760	Песчаники	2,73	26	500	5	5	30	6	0,36	0,27	С
1760-1960	Аргиллиты	2,73	21	35	25		20	4	0,6	0,3	С
1960-2505	Песчаники	2,73	26	500	5	5	30	6	0,36	0,27	С
2505-3050	Алевролиты	2,8	22	147	25	2	25	5	0,68	0,3	С
3050-3238	Аргиллиты	2,73	21	35	25	1	20	4	0,6	0,3	С
3238-3425	Алевролиты	2,81	22	147	25	2	25	5	0,68	0,3	С
3425-3583	Аргиллиты	2,74	21	35	25	1	20	4	0,6	0,3	СТ
3583-3740	Алевролиты	2,81	22	147	25	2	25	5	0,68	0,3	СТ
3740-3835	Песчаники	2,73	23	500	5	5	30	6	0,36	0,27	СТ
3835-3930	Алевролиты	2,81	22	147	25	2	25	5	0,68	0,3	СТ
3930-3955	Алевролиты	2,81	22	147	25	2	25	5	0,68	0,3	СТ
3955-3980	Аргиллиты	2,74	21	35	25	1	20	4	0,6	0,3	СТ
3980-4200	Песчаники	2,74	23	500	5	5	30	6	0,36	0,27	СТ

---

Нефтеносность представлена в таблице 2

Таблица 2 - Нефтеносность

Интервал	Тип коллектора	Свободный дебит, м3/сут
1850-1890	Поровый	83
3050-3090	Поровый	43
3140-3200	Поровый	-
3880-3920	Поровый	-

В таблице 3 представлена газоносность скважины

Таблица 3 – Газоносность

Интервал	Тип коллектора	Свободный дебит, тыс. м3/сут
3760-3800	Поровый	Незначительный
3980-4040	Поровый	1500
4160-4200	Поровый	-

Водоносность по разрезу отсутствует.

Также нам представлены градиенты пластового давления и давления гидроразрыва (таблица 4).

Таблица 4 – Давление по разрезу скважины

Интервал	Градиент давления, МПа/м
	Пластового	Гидроразрыва
0-3740	0,01	0,0165
3740-3980	0,0118	0,0173
3980-4200	0,0128	0,0178

Далее необходимо рассмотреть возможные осложнения по разрезу скважины, они будут представлены в таблице 5 и таблице 6.

Таблица 5 – Поглощение бурового раствора

Интервал	Максимальная интенсивность поглощения, м3/час	Потеря циркуляции	Градиент давления поглощения при вскрытии, МПа/м
450-830	Частичное	Нет	0,0157
830-1150	Частичное	Нет	0,0157
1290-1560	Частичное	Нет	0,0157
1560-1960	Частичное	Нет	0,0157
1960-3050	Частичное	Нет	0,0157
3050-3425	Частичное	Нет	0,0157
3740-3930	Частичное	Нет	0,0164
3980-4200	Частичное	Нет	0,0169

---

Таблица 6 – Прочие возможные осложнения

Интервал	Вид осложнения
0-500	Обвалы стенок скважины. Прихват инструмента. Кавернообразование
830-1150	Сужение ствола скважины
1150-1290	Кавернообразование
1290-1560	Сужение ствола скважины
1560-3050	Кавернообразование
3050-4200	Сужение ствола скважины

2.   1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11

---

Проектирование конструкции скважины

1. Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

В нашем случае коллектор является поровым, однородным, прочным, гранулярного типа. Близко расположенных водонапорных горизонтов нет. Подошвенные воды отсутствуют. Коллектор с аномально высоким пластовым давлением, так как ∆p_пл≥ 0,11 МПа/10 м.

Проведем расчет коллектора на устойчивость.

Оценка устойчивости пород в призабойной зоне производится сравнением прочности породы коллектора на одноосное сжатие с радиальной сжимающей нагрузкой на породу в призабойной зоне скважины. Породы устойчивы, если выполняется условие:

(1)

где σ_сж – предел прочности пород продуктивного пласта при одноосном сжатии (для коллектора, слоенного песчаником, составляет 110 МПа), МПа;

σ_сж^расч– расчетное значение предела прочности пород продуктивного пласта при одноосном сжатии, МПа.

(2)

где К – коэффициент бокового распора, рассчитываемый по формуле:

(3)

где μ – коэффициент Пуассона

Горное давление Р_гор в подошве продуктивного пласта рассчитывается по формуле:

(4)

где grad_iP_гор– градиент горного давления на i-ом интервале, МПа/м;

h_i – величина i-го интервала, м.

Пластовое давление Р_пл в подошве продуктивного пласта рассчитывается по формуле:

(5)

где gradPⁱ_пл– градиент пластового давления на i-ом интервале, МПа/м;

h_i– величина i-го интервала, м.

Минимальное забойное давление Р_з для газовых скважин принимается равным 0,5 Мпа.

Далее подставив все известные значения в формулы, получаем:

---