Заканчивание эксплуатационной скважины глубиной 2200 м на Советском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общая и геологическая часть

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

1.2 Геологические условия бурения

1.3 Ожидаемые осложнения и их характеристика

2. Проектирование конструкции скважины

2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

2.2 График совмещенных давлений

2.3 Число колонн и глубины их спуска

2.4 Интервалы цементирования

2.5 Диаметры обсадных колонн и скважины под каждую колонну

2.6 Обвязка обсадных колонн

2.7 Расчёт натяжения эксплуатационной колонны

3. Технология первичного вскрытия

4. Расчёт эксплуатационной обсадной колонны

4.1 Условия работы колонны в скважине

4.2 Расчёт действующих нагрузок

4.2.1 Построение эпюры внутренних давлений

4.2.2 Построение эпюры наружных давлений

4.2.3 Построение эпюры избыточных наружных давлений

4.2.4 Построение эпюры избыточны внутренних давлений

4.3 Конструирование обсадной колонны по длине

4.4 Технологическая оснастка колонны

5. Расчёт параметров цементирования

5.1 Обоснование способа цементирования

5.2 Расчёт объёмов и типов буферной, продавочной и тампонажной смесей и количество составных компонентов

5.3.1 Тип и количество цементировочных агрегатов и осреднительной установки

5.3.2 Выбор смесительных машин

5.4 Режим закачки и продавки тампонажной смеси

6. Организация работ по креплению скважины

6.1 Подготовительные работы к спуску колонны

6.2 Технология спуска колонны

6.3 Организация работ по цементированию колонны

6.4 Паспорт крепления скважины

6.5 Заключительные работы и контроль качества цементирования

7. Испытание и освоение скважины

7.1 Вторичное вскрытие пласта

7.2 Вызов притока

7.2.1 Выбор фонтанной арматуры

7.2.2 Обоснование способа и технология вызова притока

8. Мероприятия по охране окружающей среды

9. Спец.вопрос

Заключение

Список использованой литературы

Введение

Термин “Заканчивание скважин” объединяет следующий перечень работ по сооружению скважин:

1. вскрытие пластов и их разобщение;

2. испытание скважин;

3. освоение скважин.

Все работы по заканчиванию скважин должны производиться качественно, с соблюдением всех требований и норм.

При некачественном вскрытии продуктивного пласта, испытании и освоении скважины её продуктивность снижается на 10 -30 % , а в некоторых случаях скважину вообще не удаётся запустить в эксплуатацию. Это может свести к минимуму успехи предшествующих работ вплоть до потери скважины, что приведёт к значительным материальным потерям.

1. Общая и геологическая часть

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

Советское месторождение по географическому положению находится в Западно-Сибирской низменности, в северо-западной части Томской области. Территория работ в административном отношении расположена в Александровском районе Томской области. Ближайшим, крупным населенным пунктом к району работ является город Стрежевой, расположенный в 46 км к юго-востоку от месторождения.

Рельеф местности в районе работ представлен равниной с сильно заболоченной местностью, болота занимают от 20 до 50 % всей территории. Лес представлен сосной, берёзой, осиной. Климат резко континентальный, с холодной продолжительной зимой (продолжительность зимнего периода в среднем составляет 188 суток.) Продолжительность отопительного периода составляет 252 суток. Среднегодовая температура составляет -3 С. Наименьшая зимняя температура -55 С, максимальная летняя температура достигает 37 С.

По количеству выпадаемых осадков (310 - 350 мм) район относится к зоне избыточного увлажнения, их распределение неравномерно. Преобладающее направление ветров северо-западное, юго-западное, наибольшая скорость ветра достигает 25 м/с.

Снеговой покров устанавливается в среднем на 180 суток. Мощность снегового покрова 60 см на открытых местах и 1 - 1.5 м в залесенных участках. Толщина почвенного покрова составляет 50 см. Промерзаемость грунта 1,5 м на открытых местах и 0,8-1 м на заболоченных и залесенных участках. Толщина льда на озерах и болотах достигает 0,5 - 1 метр. Весенняя распутица начинается в конце апреля. Уровень грунтовых вод испытывает сезонные колебания и находится на глубине от 5 до 30 метров. В районе развиты: нефтедобывающая, рыболовная, лесная промышленность, животноводство, пушной промысел. Основные материальные базы снабжения находятся в г.Стрежевом.

Стрежевой - центр нефтедобывающей промышленности Томской области, с базирующимся в нём ОАО "Томскнефть" и предприятиями: НГДУ "Стрежевойнефть", НГДУ "Васюганнефть", Стрежевской филиал ЗАО "Сибирская Сервисная Компания", геофизические и вспомогательные предприятия нефтяной промышленности.

В г.Стрежевом имеется пристань, аэропорт, телеграф, телефон, предприятия социально-культурного назначения.

Советское месторождение было введено в эксплуатацию в 1962 году. Месторождение близко расположено с базовым городом, район работ достаточно обжит. Советское месторождение соединено с г.Стрежевым автодорогой, ЛЭП, нефтепроводом. На сегодняшний день на Советском месторождении пробурено 895 эксплуатационных скважин, 89 разведочных.

Для обустройства буровых и оборудования под их основание могут быть использованы местные строительные материалы - песок, глина, лес - которые имеются в районе в необходимом количестве.

Завоз материалов, спец. техники на проектируемые объекты целесообразно осуществлять в зимнее время из г.Стрежевого высокопроходимым автотранспортом. С целью круглосуточных вахтовых перевозок людей и грузов на буровые необходимо предусмотреть строительство временной вертолетной площадки. Буровые работы планируется осуществлять силами Стрежевского филиала ЗАО "Сибирская Сервисная Компания". С объектами работ должна поддерживаться постоянная радиорелейная связь.

Для снабжения питьевой водой и технологических нужд при строительстве скважины используются воды палеогено-четвертичного водоносного комплекса, получаемые из пробуренных водозаборных скважин. Минерализация вод не превышает 1г/л

Водоносность песчаных пластов от средней до высокой.

1.2 Геологические условия бурения

До 1947 года геологические исследования носили в основном общегеологический и геоморфологический характер.

С 1947 по 1957 г.г. проводились маршрутные и площадные региональные работы: гравиразведки, магнито и электроразведки. Эти работы позволили выдвинуть предложения о существовании крупной структуры названной позднее Александровским валом. В 1954 году была пробурена Марьянская опорная скважина, давшая сведения о геолого-стратиграфическом разрезе исследуемого района. С 1961 по1970 г.г. пробурено 34 поисково-разведочные скважины. В 1962 году было начато бурение на Советском месторождении. С 1966 года Советское месторождение было введено в разработку.

Геологический разрез Советского месторождения сложен песчанно - глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского чехла и метаморфизированными породами полеозойского фундамента.

Меловая система.

Отложения меловой системы представлены морскими и прибрежно-морскими, а также континентальными фациями.

Данными микро и макрофауны доказано наличие валанжинского, готиревского, альбского, туронского, коньякского, сантонского, компанского и махотрихтского ярусов. Осадки барренского, аптского и сеноманского ярусов выделены по палионтологическим данным, по сопоставлению с разрезами, охарактеризованными, и по положению в разрезе. Поэтому границы между ярусами проводятся условно.

Нижний мел.

Мегионская свита.

Свита залегает согласно на битуминозных аргиллитах баженовской свиты, она включает в себя отложения бериасского и большую часть валанжинского ярусов. Отложения бериасского яруса представлены серыми, темносерыми аргиллитами, иногда слабобитуминизированными известняками.

Завершается разрез мегионской свиты преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются промышленно нефтеносные пласты БВ10 и БВ8, представленные песчаниками светлосерыми, буровато-серыми песчаниками и известковыми песчаниками. Мощность мегионской свиты на месторождении 100 метров.

Вартовская свита.

Отложения мегионской свиты согласно перекрываются мощной толщей переслаивания песчано-глинистых пород вартовской свиты, имеющей двухчисленное строение.

Нижняя часть сложена прибрежно-морскими и мелководными образованиями. В основании нижней подсвиты, непосредственно над пластом БВ8, залегает пачка аргиллитов.

Выше ритмичных аргиллитов залегает толща переслаивания сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Верхняя часть вартовской свиты представляет собой переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов. Общая мощность вартовской свиты до 410 метров.

Алымская свита.

Алымскую свиту можно разделить на две подсвиты: нижнеалымскую и кошайскую.

Нижнеалымская подсвита представлена переслаиванием песчаников и глинистых пород. Кошайская подсвита выражена аргиллитами темносерыми, почти черными с переслаиванием алевролитов. Мощность алымской свиты 40 метров.

Покурская свита.

Объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Представлена озерно- алювиальными фациями со следами прибрежно-морских образований. Свита характеризуется неравномерным переслаиванием рыхлых песчаников, реже мелкозернистых с алевролитами и глинами. Мощность покурской свиты 600 - 720 метров.

Верхний мел.

Представлен континентальными породами верхов покурской свиты и морскими образованиями кузнецовской, березовской и ганькинской свиты.

Кузнецовская свита.

Кузнецовская свита трансгрессивно залегает на подстилающих отложениях. По возрасту соответствует большей части туронского яруса. Свита представлена глинами серовато-зелеными и зеленовато-серыми, жирными, неслоистыми. Мощность кузнецовской свиты до 30 метров.

Березовская свита.

Берёзовская свита согласно залегает на породах кузнецовской свиты и по литологическому составу подразделяется на две части. Нижняя подсвита сложена серыми глинами, алевролитами. Глины опоковидные с зёрнами глауконита и прослоями опок. Мощность нижней подсвиты до 50 метров.

Верхняя часть свиты относится к компанскому ярусу и сложена глинами серыми, зеленоватыми, иногда опоковидными. Мощность верхней подсвиты 60 метров.

Ганькинская свита.

Ганькинская свита согласно залегает на отложениях березовской свиты, завершает разрез верхнемеловых отложений и с перерывом перекрывается осадками кайнозойского возраста. Свита сложена зеленовато-серыми глинами, часто известковыми, прослоями переходящими в мергели. Мощность ганькинской свиты в районе работ равна 165 метров.

Кайнозойская группа.

Палеогеновая система.

В пределах района выражена всеми тремя отделами. В объеме палеоценового отдела выделяется талицкая свита.

Талицкая свита.

Талицкая свита в нижней части сложена серыми глинами и темно-серыми глинами, иногда опоковидными, редко алевролитами. Верхняя часть свиты сложена глинами от темно-серых до черных, с гнездами алевролита, переслаивающимися с алевритами и маломощными, водоносными прослоями песков. Мощность талицкой свиты 35 метров.

Эоценовый отдел.

В составе эоценового отдела выделяется люлинворская свита, нижняя часть которой представлена преимущественно поками светло - серыми, почти белыми, иногда с прослоями кварцево-глауконитового песчанника в основании.

Средняя часть свиты представлена диамимитами светло-серыми, трепелами, вверху глинистыми, плотными, очень мелкими. В основании иногда встречаются песчаники.

Верхняя свита сложена глинами светловато-серыми, желтыми, плотными, алевролитовыми, с присыпками и линзами алеврита и мелкозернистого песка. Мощность свиты 190 - 220 метров.

Чеганская свита.

Чеганская свита сложена глинами серовато-зелеными, плотными, голубовато-зелеными, вязкими, жирными, с включениями и присыпками светлого алеврита и песка, со следами ожелезнения. Мощность свиты 190 метров.

Некрасовская свита.

Представлена континентальными осадками: песками светлосерыми, полевым шпатом, песками средне и мелкозернистыми, с прослоями глин зеленовато-серых, с включением бурых углей. Мощность свиты до 120 метров.

Четвертичная система.

На размытой поверхности некрасовской свиты залегают отложения плейстоцена, представленные в нижней части серыми песками, зеленовато - серыми песками и алевритами.

Выше залегают ледниковые образования, перекрывающиеся породами аллювия - супесями, суглинками, торфом. Мощность системы составляет 30 метров.

Стратиграфический разрез скважины и его литологическая характеристика приведены в таблицах 1 и 2.

Стратиграфический разрез скважины, коэффициент кавернозности.

Таблица 1

Глубина залегания	Стратиграфический подраздел	Стратиграфический подраздел интервала
от	до	название	индекс
1	2	3	4	5
0	30	четвертичная	Q	1,3
30	150	некрасовская	Р3	1,3
150	340	чеганская	Р2-Р3	1,3
340	560	люлинворская	Р2/2	1,3
560	625	талицкая	Р1	1,3
625	790	ганькинская	К2	1,6
790	900	березовская	К2	1,6
900	930	кузнецовская	К2	1,6
930	1650	покурская	К1-2	1,6
1650	1690	алымская	К1	1,6
1690	2100	вартовская	К1	1,6
2100	2200	мегионская	К1	1,2

Пластовые давления проницаемых нефтяных и водоносных пластов по разрезу скважины близки к гидростатическим.

Литологическая характеристика разрезов скважины.

Таблица 2

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м.	Горная порода	Стандартное описание горной породы, характерные признаки, полное название (структура, текстура, минеральный состав.)
	от	до	название	%
Q	0	30	1 2	пески глина	50 50	Почвенно-растительный слой пески аллювиальные, озерные болотные пески и глины
Р3	30	150	1 2 3	глины пески супеси	20 30 50	Супеси с прослоями угля, глин, линзами песков и угля.
Р2 - Р3	150	340	1 2	глины пески	40 60	Глины зеленовато - серые с линзами бурых углей, переслаивание песков
Р2/2	340	560	1	глины	100	Глины диамоновые, иногда опоковидные.
Р1	560	625	1 2	глины супеси	90 10	Глины зеленоватые, известковистые супеси серые.
К2	625	790	1 2	глины супеси	95 5	глины серые, зеленовато -серые, опоковидные, с прослоями супесей.
К2	790	900	1 2	глины супеси	90 10	Глины серые, опоковидные с прослоями серых, черных. В низах с глауконитом.
К2	900	930	1	глины	100	Глины серые, зеленовато - серые, опоковидные.
К1-2	930	1650	1 2 3	пески глины алевролиты	50 20 30	Пески, песчаники с линзовидными прослоями глин, линзы алевролитов.
К1	1650	1690	1 2 3 4	песчаники алевролиты аргиллиты глины	30 20 30 20	Глины с прослоями алевролитов и песчаников в верхней части разреза. В нижней части разреза - песчаники алевролитов и аргиллитов.
К1	1690	2100	1 2	песчаники аргиллиты	50 50	Чередование песчаников и аргиллитов.
К1	2100	2200	1 2	песчаники аргиллиты	70 30	Песчаники с прослоями аргиллитов.

Градиенты пластовых давлений и давлений гидроразрыва горных пород приведены в Таблице 4, а физико-механические свойства в Таблице 3.

Физико - механические свойства горных пород по разрезу.

Таблица3

ратиграф. подразделения.	Интервал, м.	Краткое название горной породы.	Плотность, г/см3	Пористость, %	Твердость, кгс/мм2	Глинистость, %	Абразивность	Категория породы по проницаемости
	от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Q	0	30	1 2	пески глины	2,1 2,4	30 20	- 10	10 100	10 4	мягкая мягкая
Р3	30	150	1 2 3	глины пески супеси	2,4 2,1 2,0	20 30 20	10 - 15	100 20 140	4 10 10	мягкая мягкая мягкая
Р2-Р3	150	340	1 2	глины пески	2,4 2,2	20 25	10 -	100 50	4 10	мягкая мягкая
Р2/2	340	560	1	глины	2,4	20	10	100	4	мягкая
Р1	560	625	1 2	глины супеси	2,4 2,2	20 20	10 -	100 40	4 10	мягкая мягкая
К2	625	790	1 2	глины супеси	2,4 2,2	20 22	10 10	100 40	4 10	мягкая мягкая
К2	790	900	1 2	глины супеси	2,4 2,2	20 22	10 10	100 40	4 10	мягкая мягкая
К2	900	930	1	глины	2,4	20	10	100	4	мягкая
К1-2	930	1650	1 2 3	пески глины алевролиты	2,1 2,4 2,1	20 25 22	15 20 20	20 100 20	4 10 6	мс мс мс
К1	1650	1690	1 2 3 4	песчаники алевролиты аргиллиты глины	2,2 2,2 2,4 2,4	30 20 18 20	20 20 15 20	20 20 100 100	10 6 4 4	мс мс мс мс
К1	1690	2100	1 2	песчаники аргиллиты	2,0 2,4	22 20	15 20	0 100	10 4	мс мс
К1	2100	2200	1 2	песчаники аргиллиты	2,2 2,4	22 20	20 15	20 100	10 4	мс среднее

Градиент давлений разреза.

Таблица4

Индекс стратиграфического подраздела	Интервал, м	Градиент
	от	до	Пластового давления	Порового давления	Гидроразрыва пород.	Горного давления.	Геотермический.
			кгс/см2 на м.	источ. получ.	кгс/см2 на м.	источ.получ.	кгс/см2 на м.	источ.получ.	кгс/см2 на м.	источ. получ.	кгс/см2 на м.	источ получ..
Q	0	30	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Р3	30	150	0,1	ПГФ	0,1	ПГФ	0,2	ПГФ	0,22	ПГФ	2,6	РФ-3
Р2-Р3	150	340	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -
Р2/2	340	560	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	2,7	- -
Р1	560	625	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	2,8	- -
К2	625	790	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -
К2	790	900	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -
К2	900	930	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -
К1-2	930	1650	0,101	- -	0,101	ПГФ	- -	- -	0,23	- -	- -	--
К1	1650	1690	- -	РФ- 3	- -	РФ- 3	0,17	РФ- 3	- -	- -	- -	- -
К1	1690	2100	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -
К1	2100	2200	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	3,2	- -

Характеристика нефтегазоводоносности месторождения.

Промышленная нефтеносность в пределах Александровского мегавала установлена в широком диапазоне от доюрских образований до отложений мелового периода.

Основные разведанные и потенциальные запасы нефти на Советском месторождении размещены в разрезе верхнемеловых отложений (К1) алымской и мегионской свиты. Эксплуатационным объектом проектируемой скважины является горизонт (К1). Коллектором нефтяного горизонта К1 на месторождении являются песчаники мелко, реже среднезернистые, иногда переходящие в крупнозернистые алевролиты.

Песчаники серые, темно-серые с буроватыми оттенками. Все данные о нефтеносности проектируемой скважины представлены в таблице 5.

Таблица 5

Индекс стратиграфического подраздела	Интервал, м.	Тип коллектора	Подвижность, дарси на сантипуаз	Содержание серы, %	Свободный дебит, м3/сут.	Газовый фактор, м/м3	Относ. по возд. плотности газа.
	от	до
К 1	1677	1690	поровый	0,04	1	10	45	1,14
К 1	2143	2150	поровый	0,04	1	10	52	1,14

Водоносность.

Район работ в гидрогеологическом отношении приурочен к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. Здесь выделяются четыре основных водоносных комплекса.

Самый нижний комплекс охватывает трещеноватые породы фундамента и отложения вартовской свиты. Комплекс сложен песчаниками, алевролитами, аргиллитами и метаморфизированными породами с низкими коллекторскими свойствами.

Второй водоносный комплекс представлен толщей песчанников, алевролитов и аргиллитов алымской свиты. Свободный дебит 10 м³/сут. Минерализация 14 г/л, воды хлоркальциевого типа.

Третий водоносный комплекс, толщиной 700 метров представлен песчанно-глинистыми отложениями покурской свиты.

Комплекс водообилен, воды хлоркальциевого типа с минерализацией до 15 г/л.

Четвертый водоносный комплекс охватывает отложения палеогенового и четвертичного возраста. Содержание комплекса характеризуется пресными и слабоминерализированными водами. Минерализация не превышает 1 г/л. воды комплекса используются для питьевого водоснабжения и технологических нужд при строительстве скважины. Все необходимые данные о водоносности проектируемой скважины представлены в таблице 6.

Водоносность.

Таблица 6

Индекс стратиграфического подраздела	Интервал, м	Свободный дебит м3/сут	Тип коллектора.	Удельный вес, гс/см3	Химический состав воды в % - эквивалентной формы
					Анионы	Катионы
	от	до				СL-	SO4-	HCO3-	Na+	Mg+2	Ca+2
Р2 - Р3	40	165	-	поров	-	4	-	-	61	-	-
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
К1 - 2	930	1650	300	поров	1,01	50	0	1	48	1	1
К1	1670	1690	10	поров	1,01	50	0	0	38	1	11
К1	2050	2100	28	поров	1,01	49	0	1	33	2	19

1.3 Ожидаемые осложнения и их характеристика

Характеризуя горно-геологические условия бурения проектируемой скважины на Советском месторождении, нужно указать, что на интервале от 40 до 2100 метров возможны поглощения бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, прихваты бурильного инструмента. Многолетние мерзлые породы в разрезе скважины отсутствуют, а также не наблюдаются текучие породы. Прочих осложнений нет, кроме тех, что перечислены выше.

Все данные по возможным осложнениям представлены в таблицах 7,8,9,10

Поглощение бурового раствора.

Таблица 7

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал,м.	Максимальная интенсивность поглощения, м3/час.	Условия возникновения.
	от	до
Р3	40	165	1	Увеличение плотности промывочной жидк. против проектной, репрессий на пласт >20 % сверх гидростатич.
К1-2	930	1650	1
К1	2050	2100	1

Осыпи и обвалы стенок скважины.

Таблица 8

Индекс стратиграфического подраздела.	Интервалы, м	Буровые растворы применяемые ранее.	Время до начала осложнений, сут.	Мероприятия по ликвидации последствий(проработка, промывка)
	от	до	тип раствора	плотность, г/см3	доп. данные по раствору
Р2/2	0	560	глинистый	1,16	В>10 см3 за 30 мин.	3	проработка, промывка, увеличение плотности.
К2	560	900	глинистый	1,09		2,5
К1	900	2100	глинистый	1,16		2,5

Нефтегазоводопроявления.

Таблица 9

Индекс стратиграф. подразд.	Интервалы. м	Вид проявляемого флюида	Удельный вес смеси при проявлении	Условия возникновения
	от	до
К1-2	930	1650	вода	1,01	Снижение давления столба жидкости в скважине ниже гидростатического.
К1	1677	1690	нефть	0,85
К1	2143	2150	нефть	0,84

Прихватоопасные зоны.

Таблица 10

Индекс стратиграфического подраздела.	Интервал, м.	Репрессия при прихвате, кгс/см2	Условия возникновения
	от	до
Р2/2	0	560	8,9	Несоблюдение параметров раствора и режима промывки
К2	560	930	13,8	Недостаточная очистка от выбуренной породы. Несоблюдение параметров раствора при выработке желобов и развития зон сужения ствола скважины.
К 1- 2	930	1650	23,3

2. Проектирование конструкции скважины

2.1 Способ заканчивания скважины

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

Конструкция эксплуатационного забоя должна удовлетворять следующим условиям:

1. устоичивость ствола скважины в процессе всего периода эксплуатации;

2. проведению технологических операций по повышению нефтеотдачи;

3. возможность проведения ремонтно - изоляционных работ;

4. максимальная производительность скважины;

При обосновании конструкции скважины учитываются следующие геологические и технико - экономические факторы:

а) геологические условия проводки скважины;

б) накопленный опыт бурения в аналогичных геолого-технических условиях;

в) выделение зон несовместимых по условиям бурения;

г) достижение максимальной коммерческой скорости бурения;

д) обеспечение минимального расхода материалов на 1 метр проходки;

е) требование действующих инструкций и правил;

ж) обеспечение условий эксплуатации и возможности проведения ремонтных работ;

з) охрана окружающей среды.

При проектировании конструкции скважины в первую очередь выбираем число обсадных колонн, глубины их спуска и способ заканчивания скважины.

Существует несколько способов заканчивания скважин. На основании геолого-технических условий выбираем способ заканчивания, который заключается в том, что эксплуатационная колонна спускается на всю длину скважины.

Под несовместимыми условиями бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнение в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной. С этой целью строится график совмещенных давлений на основании данных представленных в разделе 1 "общая и геологическая часть". По графику определяется число и глубина спуска обсадных промежуточных колонн.

Давление столба промывочной жидкости должно превышать Р_пл на глубине 0-1200 м на 10-15 % но не более 15 атм, на глубине 1200 - 2200м на 7-10 % но не более 25 атм по ЕТП.

Интервалы, м Р пл Р гр

0 - 560 0,100 0,2

560 - 1200 0,100 0,2

1200 - 1650 0,101 0,2

1650 - 1690 0,101 0,17

1690 - 2200 0,101 0,17

1) Определим Р _пл = Р_пл х Н, атм. (1)

0 - 560 0 56

560 - 1200 56 120

1200 - 1650 120 166,7

1650 - 1690 166,7 170,7

1690 - 2200 170,7 222,2

Определим Р _гр = Р _гр х Н, атм. (2)

0 - 560 0 112

560 - 1200 112 240

1200 - 1650 240 330

1650 - 1690 330 287,3

1690 - 2200 287,3 374

определим Р_бр = (1,11,15) х Р_пл 0 - 1200 (3)

Р_бр = (1,07 1,1) х Р_пл 1200 - 2200 (4)

0 - 560 0 61,6 64,4

560 - 1200 61,6-64,4 132 138

1200 - 1650 132-138 178,4 183,4

1650 - 1690 178,4-183,4 182,7 187,7

1690 - 2200 182,7-187,7 237,8 244,4

2) Находим эквивалент давлений

Р_гс = 0,1 Н (5)

_пл = Р_пл/Р_гс (6)

гр = Р_гр/Р_гс (7)

бр = Р_бр/Р_гс (8)

Н Р_гс пл гр бр

0 - 560 0 - 56 1 2 1,1-1,15

560 - 1200 56 - 120 1 2 1,1-1,15

1200 - 1650 120 - 165 1,01 2 1,07-1,1

1650 - 1690 165 - 169 1,01 1,17 1,07-1,1

1690 - 2200 169 - 220 1,01 1,17 1,07-1,1

Полученные данные сводим в таблицу 11.

Таблица 11

Интервал, м.	Градиент, атм/м.	Давления, атм	Эквиваленты давлений
	Рпл	Ргр	Рпл	Ргр	Рбр	пл	гр	бр
0 - 560	0,100	0,2	0-56	0-112	0-61,6:64,4	1	2	1,1-1,15
560 - 1200	0,100	0,2	56-120	112-240	61,6:64,4-132	1	2	1,1-1,15
1200 - 1650	0,101	0,2	120-166,7	240-330	132-178,4	1,01	2	1,07-1,1
1650 - 1690	0,101	0,17	166,7-170,7	330-287,3	183,4-182,7	1,01	0,17	1,07-1,1
1690 - 2200	0,101	0,17	170,7-222,2	287,3-374	187-244,4	1,01	0,17	1,07-1,1

На основании таблицы построен график совмещенных давлений (Рис.1)

Из графика следует, что интервалы, не совместимые по условиям бурения в разрезе отсутствуют. Должно выполняться условие Р _пл < Р_бр< Р_гр, это условие выполняется.

Теперь определим число колонн и глубины их спуска, их определяют исходя из информации имеющейся в наличии и рисунка 1, на котором построен график давлений в координатах "градиент давлений - глубина".

Конструкция скважины будет включать кондуктор и эксплуатационную колонну, направление отсутствует, так как верхние слои сложены плотными породами, размыва происходить не будет.

а) Кондуктор предназначен для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а так же для подвески последующих обсадных колонн.

2.2 График совмещенных давлений

Рисунок 1

2.3 Число колонн и глубины их спуска

Проектируемое число колонн и глубины их спуска должны обеспечивать:

1. долговечность скважины;

2. герметично разобщение всех проницаемых пластов;

3. сохранность запасов полезных ископаемых;

4. минимальную вероятность возникновения осложнений;

5. минимальную металлоёмкость;

6. минимум затрат на единицу добываемой продукции;

7. максимальное использование пластовой энергии;

8. охрану недр за счет герметичности и долговечности скважины;

9. максимальную унификацию по размерам обсадных труб и ствола скважины.

Исходя из назначения практически обязательным является кондуктор и эксплуатационная колонна.

Глубина спуска кондуктора определяется по формуле:

Н_к > Р_пл - 0,1L х _ср / Р_гр-0,1 х _ф (9)

где Р_пл - давление в подошве вскрываемого пласта;

L - глубина спуска свкрываемого пласта из под

кондуктора;

Р_гр - градиент давления гидроразрыва в интервале

предполагаемого спуска кондуктора, атм.;

_ф - плотность флюида, г/см³.

Нк > 217,2 - 0,1 х 2150 х 0,8 / 0,2 - 0,1 х 0,8 = 405,8 м

Принимаем глубину спуска кондуктора 410 метров.

б) Эксплуатационная колонна служит для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Она предназначена для извлечения нефти и газа на поверхность. Эксплуатационная колонна спускается до забоя. Глубина спуска L = 2200 метров.

Геологические условия бурения и опыт предыдущих работ в данном регионе позволяет не использовать направление. Для замыкания циркуляции бурового раствора, копается шахта размером 2,5 х 3,5 х 2 метра, на ней монтируется шламовый насос ВШН.

2.4 Интервал цементирования

В соответствии с требованием правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности действующих с 1998 г предусматривается следующие интервалы цементирования:

1 . кондуктор цементируется по всей длине (0-410м);

2. При цементировании эксплуатационной колонны, высота подъема тампонажного раствора должна быть не менее 100м выше башмака предыдущей колонны, то есть 310 - 2200 м.

2.5 Диаметры обсадных колонн и скважины под каждую колонну

Расчет осуществляется снизу вверх. При этом является исходным диаметр самой нижней колонны, в нашем случае эксплуатационной колонны, которая принимается в зависимости от ожидаемого дебита, притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважины. Ожидаемый дебит проектируемой скважины равен 10 т/сут., выбираем диаметр эксплуатационной колонны 168 мм.

Для выбора диаметров обсадной колонны и долот необходимо, чтобы обсадную колонну можно было спустить в скважину, диаметр скважины должен быть всегда больше максимального наружного диаметра колонны.

d_c = d_м+ 2 к , (10)

где d_c - диаметр скважины;

d_м- наибольший наружный диаметр колонны ( с учетом муфт);

к - радиальный зазор между стенкой скважины и выступающим наружу элементом колонны, (муфты), достаточной для ее спуска.

Диаметр долота для бурения ствола под последующую обсадную колонну (dg) должен быть меньше внутреннего диаметра предыдущей колонны.

(dq)послед = (d)пред - 2, (11)

где - необходимый радиальный зазор для свободного прохода долота через предыдущую колонну.

Величину зазора выбирают с учетом жесткости колонны, глубины спуска ее в открытый ствол скважины, искривленности ствола, устойчивости стенок скважины, размеров, конструкции и числа элементов специального оборудования, надеваемого на обсадную колонну для повышения качества разобщения проницаемых пластов, а так же общего числа спускаемых в данную скважину колонн.

Так обычно при спуске колонн диаметром от 114 до 168 мм принимают = 5-15 мм, колонны диаметром от 178 до 245 мм = 15-25 мм, колонн диаметром от 273 до 351 = 25 -40 мм, для колонн большего диаметра = 40-50 мм. Чем больше диаметр, а следовательно и жесткость колонны, тем больше зазор.

d_{скв. экспл.кол}. = d_м + 2 = 188 + 2 х15 = 218 мм,

т.е. диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну принимаем dд = 215,9 мм.

Диаметр кондуктора рассчитывается по формуле:

Д^вн_к = Д ^долота_{экс.кол.} + , (12)

где Д ^вн_к - внутренний диаметр кондуктора, мм;

Д ^долота_{экс.кол.} - диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну, мм;

- зазор для свободного прохождения долота внутри колонны, = 5 - 15 мм;

Д^вн = 215,9 + 2 х 5 = 225,9 мм

Принимаем Д _к = 245 мм.

Находим диаметр долота для бурения под кондуктор

d_{скв.под конд.} = d_м +2 х = 270 + 2 х 25 = 320 мм

Диаметр долота для бурения под кондуктор составляет 295,3 мм.

Составляем таблицу.

Данные о диаметрах и глубинах спуска обсадных колонн.

Таблица 12.

Название колоны	Глубина спуска, м	Диаметр долота, мм	Диаметр обсадной колонны, мм	Интервалы цементирования, м
кондуктор	0 - 410	295,3	245	0 - 410
эксплуатационная	0 - 2200	215,9	168	310 - 2200

2.6 Обвязка обсадных колонн

По истечении регламентного срока твердения тампонажного раствора обсадную колонну (кондуктор) на устье соединяют с предыдущей и герметизируют межколонное пространство таким образом, чтобы в любой последующий момент можно было контролировать давление в нём .

Обвязывают обсадные колонны друг с другом при помощи колонных головок разных конструкций. Колонная головка (далее - обвязка) предназначена для обвязывания верхних концов обсадных колонн нефтяных и газовых скважин, герметизации и контроля межтрубного пространства, установки противовыбросового оборудования и фонтанной арматуры.

Колонная головка выбирается по диаметру обсадных колонн и наибольшему давлению на устье. В данном случае этим условиям удовлетворяет колонная головка ОКО21-245х168(146), так как в проектируемой скважине давление на устье скважины при опрессовке составляет 11,5 Мпа (115 атм), а обвязываемые обсадные колонны имеют диаметры 168 мм и 245 мм ,

Технические характеристики ОКО21-245х168(146):

рабочее давление, Мпа (кгс/см²), не более 21 (210)

условные диаметры обвязываемых колонн, мм 245х168

или 245х146

условный проход боковых отводов 50

габаритные размеры обвязки, мм, не более:

- длина 420

- ширина 330

- высота 345

масса обвязки, кг, не более 96.0

показатели надежности, не менее:

- полный установленный срок службы, год 12

- установленный срок службы до капитального ремонта, год 5

Перед монтажом колонной головки на устье скважины необходимо проверить:

наличие в паспорте отметки ОТК предприятия-изготовителя о проведенной опрессовке пробным давлением;

наличие полного комплекта поставки по паспорту;

визуально все узлы и детали, обратив особое внимание на состояние уплотнительных, посадочных поверхностей и резьб. Вмятины, забоины, трещины и следы сильной коррозии не допускаются. Резинотехнические изделия не должны иметь задиров и пузырей.

На все уплотнительные и посадочные поверхности перед монтажом следует нанести смазочный материал, поставляемый в комплекте с колонной обвязкой.

Резьбы должны быть обработаны смазочным материалом УСУI ТУ38-101-440-82.

Перед монтажом обвязки территория вокруг скважины должна быть подсыпана и спланирована. Строповка обвязки при производстве подъемно-транспортных операций должна производиться за специально обозначенные места. После монтажа на скважине обвязка должна быть подвергнута гидравлическим испытаниям на герметичность давлением, не превышающим давление опрессовки колонн. Обвязка при эксплуатации скважины должна быть укомплектована поверочными контрольно-измерительными приборами. Запрещается производить ремонт обвязки, находящейся под давлением. Обвязка и узлы подсоединенного манифольда в зимний период должны отогреваться только паром или горячей водой.

Монтаж обвязки производится после спуска и цементирования кондуктора.

Монтаж обвязки производится в следующей последовательности:

Обвязку вынуть из упаковки и проверить комплектность и отсутствие механических повреждений. Сняв с обвязки крышку и вынув муфтовую подвеску и пакер, установить корпус нижней частью через патрубок 245мм (идет в комплекте с колонной головкой) в муфту кондуктора.

На верхнюю часть корпуса устанавливается технологический фланец и противовыбросовое оборудование. После спуска обсадных труб эксплуатационной колонны навернуть на последнюю трубу колонны переводник Н-146/168, муфтовую подвеску и допускной патрубок. Допускается эксплуатационная колонна на проектную глубину и разгружается на роторе. Опорный конус муфтовой подвески не должен доходить до гнезда корпуса обвязки на расстояние, определяемое величиной натяжения колонны. Расчет и натяжение эксплуатационной колонны должны производиться согласно «Технико-технологического регламенту по натяжению эксплуатационных колонн в наклонно-направленных скважинах Западной Сибири», утвержденному руководством ВНИИТнефть 1997г. Промыть скважину и зацементировать эксплуатационную колонну. Через 30 минут после окончания цементирования и снятия давления, натянуть эксплуатационную колонну усилием, равным весу колонны в момент ее последней разгрузки на ротор. Разгрузить колонну вместе с муфтовой подвеской в гнездо корпуса колонной головки.

Отвернуть допускной патрубок, снять с обвязки противовыбросовое оборудование и технологический фланец. Установить пакер, предварительно очистив от загрязнений уплотнительные поверхности под пакер и резьбу верхней части корпуса.

На уплотняемые поверхности обвязки нанести смазку ЦИАТИМ 201 ГОСТ 6267-74, на верхнюю резьбовую часть корпуса смазку УС ТУ 38-101-440-82. Навернуть крышку на корпус колонной головки. Установить фонтанную арматуру через двухниппельный переводник 168/168 (поставляется в комплекте с обвязкой) с резьбой обсадной трубы 168 ГОСТ 632-80. Проверить герметичность эксплуатационной колонны и обвязки гидравлическим давлением, не превышающим давление опрессовки колонн, но не более 21 Мпа.

Путем подачи жидкости в межколонное пространство через один из боковых отводов крестовины колонной головки произвести опрессовку межколонного пространства на давление указанное в геолого-техническом наряде. Выдержка при установившемся давлении не менее 5 минут. Давление создается насосным агрегатом ЦА-320. Пропуск жидкости не допускается.

Снять давление, установить пробку - заглушку и укомплектовать обвязку поверенным манометром.

2.7 Расчёт натяжения эксплуатационной колонны

Исходные данные :

1. длина эксплуатационной колонны, L 2200 м

2. расстояние от устья скважины до уров-

ня цементного камня за колонной, h 310 м

3. плотность бурового раствора, с_бр 1130 кг/м³

4. плотность жидкости в колонне, с_ж 800 кг/м³

5. температура жидкости в колонне , t_з 30 ^оС

6. температура на забое скважины, t_заб 81 ^оС

7. температура на устье скважины, t₁ 15 ^оС

8. давление на устье скважины, Р_у 11,5 МПа

9. коэффициент линейного расши-

рения материала труб, б 12^.10^-6 1/^оС

10. модуль упругости материала труб, Е 2,1^.10¹¹ Па

11. характеристика конструкции обсадной колон-

ны приведена в таблице 4.2

...