Заканчивание скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Дисциплина "Заканчивание скважин" играет большую роль в формировании специалиста по бурению нефтяных и газовых скважин. Рассматриваемый в указанной дисциплине цикл работ является наиболее ответственным, так как от качества выполнения этих работ в решающей степени зависит функционирование скважины как долговременного и качественного промышленного объекта.

Проблемы качественного и эффективного вскрытия продуктивных пластов, выбора типов и рецептур буровых растворов и жидкостей для глушения скважин, крепления скважин с использованием тампонажных растворов, не ухудшающих характеристики продуктивных пластов, т.е. весь комплекс проблем по закачиванию скважин остаются не до конца решенными, хотя за последние годы усовершенствовались техника и технология для заканчивания скважин. Созданы новые эффективные материалы, уверенно внедряются научные достижения в производство, сделан шаг вперед по оценке качества скважины как эксплуатационного объекта.

Контрольная работа является завершающим этапом в изучении дисциплины "Заканчивание скважин". Задачей контрольной работы является закрепление и углубление знаний, полученных при изучении данной дисциплины.

1. Исходные данные для выбора конструкции скважины

1.1 Характеристика района работ

Административное расположение площади: Российская Федерация, Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ, Сургутский район. Год ввода Федоровского месторождения в разработку 1973. Среднегодовая температура воздуха -2С, наибольшая летняя +35С, наименьшая зимняя -50С. Максимальная глубина промерзания грунта 1,5 м. Продолжительность отопительного сезона 257 суток. Преобладающее направление ветров зимой ЮЗ-З, летом С-СВ. Наибольшая скорость ветра 22 м/с. Многолетнемерзлые породы отсутствуют. Климат района характеризуется суровой, продолжительной зимой с сильными ветрами и метелями. Рельеф местности равнинный, слабо всхолмленный. Состояние местности заболоченное, с озерами и реками. Толщина снежного покрова 150-200 см, почвенного слоя 30см.

Лесная растительность представлена хвойно-лиственными породами, смешанным сосново-берёзовым лесом, кустарником. Высота деревьев не более 15 метров. Плодородный почвенный слой составляет около 40 см. Район месторождения обеспечен электроэнергией посредством линии электропередач.

От г.Сургута до месторождений проложены насыпные дороги с асфальтным покрытием, которые пригодны для транспорта круглогодично. Вахты доставляются автобусами.

Связь с месторождением осуществляется при помощи радиостанции и «сотовой» связи.

1.2 Горно-геологические условия

Стратиграфический разрез скважины представлен в таблице 1.2.1.

Таблица 1.2.1

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элемент залегания (падения) пластов по подошве	Коэффициент кавернозности интервала
от (кровля)	до (подошва)	название	индекс	угол
0	40	четвертичные отложения	Q	-	1,5
40	100	туртасская свита	P3/3	-	1,43
100	200	новомихайловская свита	P3/2	-	1,43
200	330	атлымская свита	Р3/1-P3/2	-	1,43
330	500	тавдинская свита	Р2/3-Р3/1	-	1,43
500	660	люлинворская свита	P2	-	1,43
660	770	талицкая свита	Р1	-	1,43
770	820	ганькинская свита	K2	-	1,25
820	940	березовская свита	K2	-	1,25
940	980	кузнецовская свита	K2	-	1,25
980	1720	покурская свита	K2- К1	0о30"	1,25
1720	1830	алымская свита	K1	0о30"	1,25
1830	2160	вартовская свита	K1	0о30"	1,25
2160	2644	мегионская свита	K1	0о30"	1,25

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности интервалов.

Литологическая характеристика разреза скважины представлена в таблице 1.2.2.

скважина порода конструкция

Таблица 1.2.2 Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4
Q	0	40	Озерно-аллювиальные супеси, серые и желтовато-серые пески с прослоями серых и коричневых охристых песчаных глин и суглинков.
P3/3	40	100	Глины, алевриты глинистые, зеленовато-серые, тонкослоистые, с прослоями диатомитов и кварцевых песков.
P3/2	100	200	Неравномерное переслаивание глин коричневато-серых, алевритовых с песками светло-серыми, мелкозернистыми, кварц-полевошпатовыми с прослоями бурых углей и лигнита.
Р3/1-P3/2	200	330	Пески светло-серые, средне- и мелкозернистые, кварцевые. Глины буровато-серые, алевритистые с включениями растительного детрита.
Р2/3-Р3/1	330	500	Глины зеленовато-серые, вязкие с линзами и прослоями тонкозернистого кварцевого песка, с включениями сидерита и известняка.
P2	500	660	Глины серые, с зеленоватым оттенком, в нижней части опоковидные, переходящие в глинистые опоки, в верхней части - диатомовые с включениями глауконита, пирита и фауны.
Р1	660	770	Глины темно-серые слабоалевритовыми с линзочками кварц-глауконитовых песчаников.
K2	770	820	Глины серые с зеленоватым оттенком, известковистые, с прослоями мергеля и обломками фауны, встречен глауконит.
K2	820	940	Нижняя подсвита сложена серыми, голубовато-серыми опоками и опоковидными глинами с прослоями алевритов, реже песчаников. Верхняя подсвита представлена серыми, местами голубовато-зеленоватыми, слабоопоковидными глинами.
K2	940	980	Глины зеленовато-серые, однородные, с мелкими линзами песка и примесями глауконита.
K2	980	1720	Чередование слабо уплотненных песков, песча-ников, глин и алевролитов. Песчаники светло-серые, полимиктовые, на глинистом цементе, с обильным углистым детритом. Глины серые, обогащенные алевритовым и песчаным материалом, с отпечатками листьев.
K1	1720	1830	Аргиллиты темно-серые, плотные, тонко отмученные, алевритовые. В нижней части с прослоями песчаников светло-серых, мелкозернистых, на глинистом цементе и алевролитов серых, глинистых.
K1	1830	2160	Переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, полимиктовые, с углистым детритом. Аргиллиты и алевролиты серые, слоистые.
K1	2160	2644	Переслаивание песчаников светло-серых, мелко-зернистых, аркозовых, на глинистом и карбонатно-глинистом цементе с аргиллитами серыми, темно-серыми, плотными, алевритистыми, слюдистыми.

Литологическая характеристика разреза скважины представлена, в основном, глинами, алевролитами, песчаниками. Строение геологического разреза Федоровского месторождения типично для нефтегазовых месторождений Томской области. Продуктивный горизонт - мегионская свита выражена переслаиванием песчаников светло-серых, мелкозернистых, аркозовых, на глинистом и карбонатно-глинистом цементе с аргиллитами серыми, темно-серыми, плотными, алевритистыми, слюдистыми.

Физико-механические свойства пород представлены в таблице 1.2.3.

Таблица 1.2.3 Физико-механические свойства пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, г/см3	Пористость, %	Проницаемость, мкм2	Глинистость, %	Карбонатность, %	Предел текучести, кгс/мм2	Твердость, кгс/мм2	Коэффициент пластичности	Абразивность	Категория породы по промысловой классификации
	от (верх)	до (низ)
K2-K1(ПК)	980	1720	песчаник	2,20	32	0,500	2,5	3-7	9-213	14-234	1,1-4,5	III-VIII	МС
K1(АС4-6)	1830	1860	песчаник	2,15	26	0,410	17	2,6	9-213	14-234	1,1-4,5	III-VIII	С
K1(АС7-8)	1880	1900	песчаник	2,15	23	0,260	17	2,6	9-213	14-234	1,1-4,5	III-VIII	С
K1(БС10)	2265	2295	песчаник	2,12	23	0,256	9	3,8	9-213	14-234	1,1-4,5	III-VIII	С
K1(БС16-18)	2570	2644	песчаник	2,20	18	0,400	16	10	9-213	14-234	1,1-4,5	III-VIII	С

Физико-механические свойства пород Федоровского месторождения типичны для месторождений Томской области. Продуктивный пласт в интервале 2265-2295 метров представлен песчаником, плотностью 2120 кг/м3, проницаемостью 0,256 мкм2, пористостью 23 %, глинистостью 9 %

Давление и температура по разрезу скважины представлены в таблице 1.2.4.

Таблица 1.2.4 Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал, м	Г р а д и е н т
		Пластового давления	Порового давления	Гидроразрыва пород	Горного давления	Геотермический
	от (верх)	до (низ)	Величина, МПа/100 м	Величина, МПа/100 м	Величина, МПа/100 м	Величина, МПа/100 м	Величина оС на 100м
Q-P2/3	0	500	0,98	0,98	1,96	2,16	2,5
Р2/3-K2	500	960	0,98	0,98	1,96	2,16	2,5
K2-K1	960	1720	0,98	0,98	1,77	2,16	3
K1	1720	2644	0,98	0,98	1,57	2,16	3

По данной таблице можно сделать следующий вывод: аномально высоких пластовых давлений нет.

Газоносность, водоносность и нефтеносность представлены, соответственно, в таблицах 1.2.5 и 1.2.6.

Таблица 1.2.5 Водоносность

Индекс стратигра-фического подраз-деления	Интервал, м	Тип коллек-тора	Плот-ность, г/см3	Дебит, м3/сут	Минерализация, г/л
	от (верх)	до (низ)
K2-K1(ПК)	980	1720	поровый	1,01	1500-2000	16,00
K1(АС4-6)	1865	1875	поровый	1,01	26	17,44
K1(АС7-8)	1905	1915	поровый	1,01	30	17,44
K1(БС10)	2300	2310	поровый	1,01	35	17,00
K1(БС16)	2582	2584	поровый	1,01	17	20,43

Таблица 1.2.6 Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Дебит, м3/сут	Газовый фактор, м3/т
	от (верх)	до (низ)
K1(АС4-6)	1832	1860	поровый	0,913	74	51
K1(АС7-8)	1882	1900	поровый	0,913	47	51
K1(БС10)	2265	2295	поровый	0,845	178	91
K1(БС16-18)	2570	2644	поровый	0,831	40	33

Проектируется раздельная эксплуатация пластов К1(БС10) и К1(БС16-18), начиная с пласта К1(БС16-18).

1.3 Ожидаемые осложнения и их характеристика

Осложнения и их характеристика представлены в таблице 1.3.1.

Таблица 1.3.1 Ожидаемые осложнения и их характеристика

Интервалы залегания, м	Вид осложнения	Характер возможных осложнений
от	до
0	500	Поглощение бурового раствора	Максимальная интенсивность поглощения до 5 м3/час
940	1720
			Максимальная интенсивность поглощения до 7 м3/час
1830	2644
			Максимальная интенсивность поглощения до 4 м3/час
0	500	Осыпи и обвалы стенок скважины	Интенсивные
940	1720		Слабые
1830	2644		Слабые
980	1720	Нефтеводопроявления	Вода
1830	1860		Газ + Нефть
1865	1875		Вода
1880	1900		Газ + Нефть
1905	1915		Вода
2265	2295		Нефть
2300	2310		Вода
2570	2577		Нефть
2582	2584		Вода
2590	2644		Нефть
0	500	Прихватоопасные зоны
500	2644

2. Проектирование конструкции скважины

2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

При разработке конструкции скважины необходимо принять во внимание следующие особенности геологического строения разреза:

1. Газонасыщенных пластов в разрезе нет;

2. Аномально высоких пластовых давлений нет;

3. Многолетнемерзлые породы отсутствуют;

4. Интенсивные осыпи и обвалы стенок скважины происходят в интервале 0-690 метров;

5.Кровля продуктивного горизонта K1(БС16-18) - 2570 м;

6. Проектная глубина скважины по вертикали - 2644 м.

Конструкция скважин определяет размеры обсадных колонн, их количество, диаметр ствола под каждую колонну, высоты подъема цементного раствора за колоннами. Конструкция должна обеспечивать строительство скважины до проектной отметки, надежное разобщение пластов, прочность и долговечность скважины как сооружения, проектных режимов эксплуатации, экологическую безопасность при сооружении и эксплуатации.

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа эксплуатационной колонны в районе продуктивного пласта.

Каждая конструкция забоя характеризуется определенными параметрами, которые обуславливают режим эксплуатации залежи с учётом физико-механической характеристики пород коллектора, их фильтрационных свойств и геолого-технических условий залегания продуктивного пласта.

К главным факторам, определяющим не только конструкцию забоя, но и её конкретный вид, относятся: тип коллектора и степень его однородности, степень устойчивости пород призабойной зоны, наличие или отсутствие близко расположенных к продуктивному объекту напорных горизонтов, подошвенных вод или газовой шапки; проницаемость пород продуктивного пласта, а также проектного способа эксплуатации.

Устойчивость пород призабойной зоны можно рассчитать по формуле:

(2.1.1)

где коэффициент Пуассона;

гп удельный вес горной породы, Н/м3;

Н - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, м;

Рпл - пластовое давление, МПа.

Рпл = ДPср. взв.·H; ДPср.взв = (ДP1·Д H1 + ДP2·Д H2 + ДP3·Д H3 + ДP4·Д H4)/ H;

ДPi - градиент пластового давления на i - ой глубине, МПа/м; (табл.1.2.4.)

Д Hi - разность глубин, м;

Рз - давление столба пластовой жидкости на забой скважины при эксплуатации,

МПа. Рз = (H - hнорм.)·сн.·g, hнорм = 2/3H.

сж - предел прочности горных пород при одноосном сжатии, МПа.

Для песчаника = 0,30, сж = 30,0 МПа (табл. 1.2)

Рпл = 2644·0,0098 = 25,91 МПа.

Рз = (2644 - 2/3·2644)·831·9,8 = 7,18 МПа.

урасч.=2·((0,30/1-0,30)·(10-6·22000·2570- 25,91)+(25,91 -7,18))= 63,71 МПа;

усж.=30,0 МПа урасч. =63,71 МПа, следовательно, коллектор неустойчивый.

Расчётное значение устойчивости коллектора в два раза превышает предела прочности песчаника, что соответственно влияет на конструкцию эксплуатационного забоя. Исходя из данных по возможным осложнениям, по геологическому строению скважины можно сделать следующий вывод: коллектор непрочный, неоднородный. Принятый способ эксплуатации продуктивных пластов - раздельный. Следовательно, эксплуатационный забой будет закрытый.

2.2 Совмещённый график давлений

Совмёщенный график давлений иллюстрирует изменение по глубине скважины давлений гидроразрыва пород, пластовых давлений и давлений столба бурового раствора. График строится на основании данных, представленных в разделе 1.1. - “Горно-геологические условия”. Совмещенный график давлений позволяет выделить в разрезе интервалы, несовместимые по условиям бурения. График совмещенных давлений приведен в приложении А.

Из совмещённого графика давлений видно, что интервалы несовместимых условий отсутствуют, следовательно, нет необходимости в спуске промежуточных (технических) колонн.

2.3 Определение числа колонн и глубины их cпуска

В конструкцию скважины будут включены следующие типы обсадных колонн: направление; кондуктор; эксплуатационная колонны. Кондуктор и эксплуатационная колонна, являются обязательными при любой конструкции скважины. Для перекрытия верхних неустойчивых, склонных к осыпанию интервалов, в данной конструкции скважины проектируется «направление». Глубина спуска направления составляет 30 метров. Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение нескольких условий:

1. перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;

2. разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора;

3. установку на устье противовыбросового оборудования;

4. при наличии несовместимых интервалов возможность их разделения.

Глубину спуска кондуктора Нк, исходя из недопущения гидроразрыва пород ниже кондуктора при возможном нефтепроявлении, определяем по формуле:

(2.3.1)

где Рпл - пластовое давление, МПа;

L - глубина скважины, м;

гф - плотность пластового флюида, г/см3; (табл. 1.2.6.).

ДРгр - градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки

последующей колонны, МПа/м (табл. 1.2.4.).

Hк > (25,91-0,01·0,831·2644)/(0,0196-0,01·0,831);

Hк > 3,94/0,01129 = 349м.

Так как в интервале 0-500 м ожидаются: интенсивные осыпи и обвалы стенок скважины, поглощения бурового раствора, прихваты (см. табл. 1.3.1.), проектируем спуск кондуктора на глубину 750 м.

Исходя из геологических характеристик и совмещённого графика давлений, запроектирована следующая конструкция скважины:

1) направление,

2) кондуктор,

3) эксплуатационная колонна.

2.4 Выбор интервалов цементирования

Выбор интервалов цементирования производится на основании «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности[2], согласно которым, направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

- продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

- продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;

- истощенные горизонты;

- водоносные проницаемые горизонты;

- горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;

- интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

- интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны, в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м.

В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности проектируются следующие интервалы цементирования:

1. направление цементируются гельцементным раствором (ПЦТ I - 50 БО + бентонит) на всю длину (0 - 30 м);

2. кондуктор цементируется гельцементным раствором (ПЦТ I - 50 БО + бентонит) до устья, разобщая водоносные горизонты этой части разреза, перекрывая зоны обваливающихся горных пород, прихватоопасные зоны, зоны поглощения бурового раствора (0 - 750 м);

3. эксплуатационная колонна цементируется выше башмака кондуктора на высоту не менее 150 м (450 - 2644м) [2]:

- в интервале 450 - 2070м гельцементным раствором (ПЦТ I - 50 БО + бентонит);

- в интервале 2070 - 2644м «чистым» тампонажным раствором (ПЦТ I - 100 СС).

2.5 Определение диаметров обсадных колонн и скважины под каждую колонну

Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который принимается в зависимости от ожидаемого притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважин. Расчётный диаметр долота определяется по формуле:

DД.Р = dм + 2д, (2.5.1)

где dм - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80;

2д - разность диаметров (табл. 2.3.)

Внутренний диаметр обсадной колонны рассчитывается по формуле:

dВН.К = DД.Н + 2Д, (2.5.2)

где Д - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается Д = 5-10 мм[2].

1. Бурение под эксплуатационную колонну. Диаметр эксплуатационной колонны, исходя из ожидаемого дебита принимаем, равный 168,3 мм, (табл. 2.2.).

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4 [1] ) равен dм =187,7 мм.

Расчётный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

DД.Р = dм + 2д = 187,7 + 25 = 212,7 мм,

где 2д = 25 мм [2].

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

DД.Н = 215,9 мм > 212,7 мм.

2. Бурение под кондуктор.

Внутренний расчётный диаметр кондуктора:

dВН.К = DД.Н + 2Д = 215,9 + 8 = 223,9 мм.

Нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4) dК =244,5 мм с максимально допустимой толщиной стенки Д = (244,5 - 223,9)/2 = 10,3 мм, наружный диаметр муфты dм = 269,9 мм.

Расчётный диаметр долота для бурения под кондуктор:

DД.Р = dм + 2д = 269,9 + 25 = 294,9 мм,

где 2д = 25 мм в соответствии с [2].

Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор по ГОСТ 20692-80

DД.Н = 295,3 мм > 294,9 мм

3. Бурение под направление.

Внутренний расчётный диаметр направления:

dВН.НАПР. = 295,3 + 15 = 310,3мм

Нормализованный диаметр обсадных труб для направления по ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4 [1]) dНАПР. = 324 мм, наружный диаметр муфты dм = 351,0 мм [5].

Расчётный диаметр долота для бурения под направление:

DД.Р = dм + 2д = 351+ 40 = 391 мм

Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под направления по ГОСТ 20692-80

DД.Н = 393,3 мм > 391 мм

Результаты расчётов приведены в таблице 2.5.1 .

Таблица 2.5.1

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Интервал спуска, м	Номинальный диаметр ствола скважины (долота), мм	Номинальный наружный диаметр обсадных труб, мм	Максимальный наружный диаметр соединения, мм
1 2 3	Направление Кондуктор Эксплуатационная	0 - 30 0 - 750 0 - 2644	393,3 295,3 215,9	324 244,5 168,3	346,0 269,9 187,7

Заключение

В ходе выполнения контрольной работу на тему: «Выбор и обоснование конструкции скважины» на основании горно-геологических условий был спроектирован процесс заканчивания скважины: выбрана и обоснована конструкция эксплуатационного забоя, определены :число колонн и глубины их спуска. Выбраны интервалы цементирования, определены диаметры колонн и скважины под каждую колонну.

Выполнение проектирования процесса заканчивания скважины осуществлялось в соответствии с нормами, стандартами, инструкциями и правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Данная работа отвечает техническим требованиям, предъявляемым к проектной документации такого рода.

Литература

1. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьёв Н.В. «Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые» Справочное пособие. - М.: Недра, 2001.

2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности(с дополнениями и изменениями). - М.: ВНИИТнефть, 2003.

3. Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Госгортехнадзор Российской Федерации, № 10-13/127 от 12.03.1997 г. М.,1997.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание

скважин. Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2000. - 670 с.

5. Иогансен К.В. «Спутник буровика.» - М.: Недра, 1990. - 388 с.

Размещено на Allbest.ru

...