Заканчивание эксплуатационной скважины глубиной 2629 метров на проектный горизонт

Основные сведения о геологическом строении, газонефтеводоносности площади, степени ее изученности, физических условиях бурения и эксплуатации скважины. Обоснование выбора способа цементирования и состава тампонажных материалов и обвязки обсадных колонн.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 06.04.2014
Размер файла 656,3 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

9

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

Российский Государственный Университет нефти и газа

имени И.М. Губкина

ФАКУЛЬТЕТ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Курсовой проект на тему:

по дисциплине: «Заканчивание скважин»

«Заканчивание эксплуатационной скважины глубиной 2629 метров на проектный горизонт»

Студент: Сатабаев М.А.

Группа: РБ-09-2

Руководитель: ст.преп. Гришин Д. В.

Москва, 2013 год

Содержание

геологический бурение скважина цементирование тампонажный

Введение

1. Основные сведения о геологическом строении, газонефтеводоносности площади, степени ее геологической изученности, геолого-физических условиях бурения и условиях эксплуатации скважины

2. Проектирование конструкции скважины

3. Расчет одной из обсадных колонн (по указанию руководителя)

4. Обоснование выбора способа цементирования и состава тампонажных материалов

5. Расчет цементирования одной из обсадных колонн (по указанию руководителя)

6. Выбор оборудования для обвязки обсадных колонн

7. Обоснование способа контроля качество цементирования

8. Расчет нормативного времени на крепление скважины одной из колонн (по указанию руководителя)

9. Вопросы охраны труда и техники безопасности при креплении скважины одной из обсадных колонн

Введение

Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы той или иной страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов, а также добыче нефти и газа.

В России, где основным источником формирования бюджета и поступления валютных резервов является нефтегазовый комплекс, вопрос о поддержании объемов производства и их росте наиболее актуален. Уменьшение объемов добычи связано с истощением запасов месторождений, износом основных производственных фондов.

Решение данной проблемы возможно только путем введения в разработку новых месторождений, а также путем разработки более глубоких горизонтов.

Для этого необходимо значительно увеличить объем буровых работ и работ по капитальному ремонту скважин в основном путем повышения технико-экономических показателей бурения за счет роста производительности труда и улучшения технологической базы. Рост производительности труда зависит от технологии бурения (ремонта) и квалификации работников, а улучшение технологической базы возможно путем внедрения новых разработок и увеличения научно-исследовательской работы в данной отрасли.

Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу - повысить эффективность и улучшить качество бурения. Эта задача включает в себя как количественный рост, так и качественный: совершенствование техники и технологии бурения скважин, повышение производительности буровых работ и снижение их себестоимости. Немалые резервы заключаются в совершенствовании качества вскрытия нефтяных и газовых пластов при бурении, ускорении опробования и испытания, в совершенствовании конструкций скважин и уменьшению металлоемкости, в повышении долговечности крепления и разобщения нефтегазоводоносных горизонтов.

В настоящее время к строительству скважины предъявляются значительно более жесткие экологические и экономические требования. Строительство скважины и ее эксплуатация должны оказывать минимальное влияние на экосистему. Разработка месторождения должна преследовать цель не максимально быструю его выработку, а наибольшую его нефтегазоотдачу с причинением минимального ущерба окружающей среде.

Целью данного курсового проекта является закрепление теоретических знаний по дисциплине "Заканчивание скважин" и получение практических инженерных навыков при решении вопросов связанных с расчётом и креплением обсадных колонн.

1. Основные сведения о геологическом строении, газонефтеводоносности площади, степени ее геологической изученности, геолого-физических условиях бурения и условиях эксплуатации скважины

Таблица 1.1 Основные проектные данные

Наименование данных

Значение

1

2

Номер района строительства скважин (или морской район)

Номер скважины

16113Г

Лицензионный участок, месторождение

Каменный (восточная часть), Красноленинское

Номер куста

161

Цель бурения и назначение скважины

Добыча нефти и газа

Проектный горизонт

Шеркалинская свита, пласт «БГ», J1

Альтитуда ротора, м.

35,89

Проектная глубина скважины, м

по вертикали

по стволу

2639,0

3698,0

Проектная глубина пилотной скважины, м

по вертикали

по стволу

2698,0

2966,0

Глубина по вертикали проектной точки пилотного ствола, м

2629

Магнитный азимут направления от устья скважины на проектную точку для пилотного ствола , град

276° 41' 00''

Отклонение от вертикали проектной точки для пилотного ствола, м

745,24

Вид скважины (вертикальная, наклонно-направленная и др)

Наклонно-направленная с условно горизонтальным участком

Магнитный азимут направления от устья скважины на проектную точку , град

276° 41' 00''

Отклонение от вертикали проектной точки, м

745,24

Азимут направления условно горизонтального участка (от проектной точки) , град

34° 00' 00''

Протяженность условно горизонтального участка (по стволу), м.

500

Максимальный зенитный угол, град

89,02

Максимальная расчетная интенсивность изменения пространственного угла, град /10 м

- при бурении под кондуктор

- при бурении под эксплуатационную колонну

- при бурении под хвостовик

1,00

1,00

1,50

Глубина по вертикали проектной точки, м

2629

Глубина залегания верхней и нижней границы коридора в начале горизонтального участка, м.

2629

Глубина залегания верхней и нижней границы коридора в конце горизонтального участка, м.

2639

Глубина залегания газо-нефтяного контакта, м

нет

Глубина залегания водо-нефтяного контакта, м

не вскрыт

Допустимое отклонение фактической точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта от проектного положения (радиус круга допуска), м

50

Допустимое отклонение фактической точки окончания условно горизонтального участка от проектного положения (радиус круга допуска), м

50

Категория скважины

Вторая

Металлоемкость конструкции, кг/м

56,0

Способ бурения

Роторно-турбинный

Вид привода

Электрический

Номер позиции/номер скважины в позиции

2/4

Вид монтажа (первичный, повторный, передвижка)

Передвижка 5 метров

Тип буровой установки

БУ-3000 ЭУК М1

Тип вышки

ВМР-45*200

Магнитный азимут направления движения станка

206° 52' 00''

Магнитный азимут направления мостков

296° 52' 00''

Тип установки для испытаний

А-50

Продолжительность бурения и крепления скважины, сутки

45,1

В том числе:

подготовительные работы к бурению

бурение и крепление направления

бурение и крепление кондуктора

бурение и крепление э/колонны

бурение и ликвидация пилотного ствола

бурение и крепление фильтром-хвостовиком

1,20

0,67

5,12

17,01

11,32

9,78

Проектная скорость бурения, м/ст. месяц

2460

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Таблица 2.1 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент каверзности пластов

Глубина залегания, м

Стратиграфическое подразделение

Коэффициент кавернозности в интервале

От

(верх)

До

(низ)

Название

Индекс

0

11

Четвертичные отложения

Q

1.6

11

51

Журавская и свита

P2/3

1.6

51

111

Новомихайловская свита

P2/3

1.6

111

200

Атлымская свита

P1/3

1.6

200

306

Тавдинская свита

P1/3

1.6

306

519

Люлинворская свита

P1/2

1.3

519

631

Талицкая свита

P1

1.3

631

704

Ганькинская свита

К2d+mt

1.3

704

899

Березовская свита

К2cp+st+cn

1.3

899

966

Кузнецовская свита

К2t

1.3

966

1218

Уватская свита

К2cm

1.3

1218

1471

Ханты-Мансийская свита

К1al

1.3

1471

1736

Викуловская свита

К1ap

1.3

1736

1794

Кошайская свита

К1ap

1.3

1794

2423

Фроловская свита

К1v

1.3

2423

2459

Тутлеймская свита, Баженовский горизонт

J3v

1.07

2459

2481

Абалакская свита

J3v

1.07

2481

2629

Тюменская свита

J2b1

1.07

2629

2648

Шеркалинская свита

J1b1

1.07

2648

2698*

Базальный слой (Б.С.) +Палеозойский фундамент

Pz

1.07

Примечание:

1. Интервалы залегания стратиграфических подразделений приведены для точки вскрытия кровли продуктивного пласта пилотным стволом.

2. * - Глубина рассчитана из условия бурения пилотного ствола.

3. Коэффициент кавернозности рассчитан по фактическим замерам диаметров соседних скважин.

Таблица 2.2 Литологическая характеристика разреза скважин

Индекс страти-графического 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

11

Пески, супеси, суглинки, галечники

P2/3

11

51

Пески, глины. Средне- крупнозернистые пески с прослоями буроватых глин

P2/3

51

111

P1/3

111

200

Глины, алевролиты. Глины зеленовато-серые, слюдистые с прослоями алевролитов и конкрециями сидеритов

P1/3

200

306

Глины с прослоями алевролитов

P1/2

306

519

Опоки, опоковидные глины, диатомиты и диатомитовые глины с присыпками песка и редкими прослоями алевролитов

P1

519

631

Глины темно-серые и черные, слюдистые с линзовидными включениями или прослойками алевролитов и кварцевого песка

К2d+mt

631

704

Серые, зеленовато-серые глины с редкими прослоями алевролитов и мергелей

К2cp+st+cn

704

899

Серые слабоалевролитистые глины опоковидные с включениями глауконита

К2t

899

966

Серые, темно-серые пластинчатые глины с прослоями алевролитов и мергелей

К2cm

966

1218

Серые, зеленовато-серые пески, алевролиты рыхлые с маломощными алевритистыми глинами и сероцветными известняками

К1al

1218

1471

Переслаивание песчаников серых, алевролитов и глин зеленовато-серых слюдистых

К1ap

1471

1736

Переслаивание песчаников и алевролитов светло-серых, иногда глинистых, с глинами темно-серыми, плотными аргиллитоподобными. Редкие прослои глинистых известняков

К1ap

1736

1794

Глины аргиллитоподобные, темно-серые, серые, тонкоотмученные

К1v

1794

2423

Глины аргиллитоподобные, темно-серые, тонкоотмученные с прослойками алевролитов

J3v

2423

2459

Агриллиты темно-серые, листоватые, слабобитуминозные и битуминозные, переходящие в зеленовато-серые пятнистые аргиллиты

J3v

2459

2481

Глины аргиллитоподобные, темно-серые, серые, преимущественно тонкоотмученные

J2b1

2481

2629

Аргиллиты серые, плотные с прослоями углей, пластами песчаников. Алевролиты светло-серые, плотные полосчатые. Песчаники светло-серые мелкозернистые и среднезернистые. Маломощные прослои углей, известняков и сидерита

J1b1

2629

2648

Переслаивание песчаников серых с аргиллитами от серых до буровато-серых

Б.С. + Pz

2648

2698*

Вверху - базальтовые порфириты, известняки, туфогонные глинисто-кремнистые сланцы дайки базальта. Внизу - кристаллические породы палеозойского фундамента

Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

Таблица 2.3. Нефтеносность

Индекс страт. подразд.

Интервал по вертикали, м

Тип коллектора

Плотность, г/см3

Подвиж-ность, сПз

Содерж.серы / парафина, %

Дебит, т/сут

Газ. фактор, м33

Относ. плотность газа по возд.

Динамический уровень в конце эксплу-атации, м

Температура жидкости в колонне на устье скважины при экспл., 0

От

До

К1 (ВК1-2)

1471

1500

Поров.

0,83

1,2

1,00/2,5

30

42

0,8

1300

35-40

J3 (ЮК0)

2423

2459

Поров., трещ.

0,691

0,6

0,5/3,6

5

95

0,906

1800

35-40

J3 (ЮК1)

2459

2481

Поров., трещ.

0,691

0,6

0,5/3,6

5

95

0,906

1800

35-40

J2 (ЮК2-9)

2481

2629

Поров., трещ.

0,691

0,6

0,5/3,6

20

95

0,906

1800

35-40

J1 (БГ)

2622

2648

Поров., трещ.

0,691

0,6

0,5/3,6

20

95

0,906

1800

35-40

Примечание: ГНК - отсутствует, ВНК «ВК1-3» - 1500,4м, ВНК «ЮК0-9» и «БГ» - не вскрыты.
Таблица 2.5. Характеристика водоносных комплексов

Индекс стратигр. подразделения

Интервал по вертикали,м

Тип коллектора

Плотность, г/cм3

Фазовая проница-емость, 10-3 х мкм2

Химический состав воды, %

Минерализация, г/л

Тип воды по Сулину:

Относится к источ-нику водоснаб-жения (ДА, НЕТ)

От

До

Анионы

Катионы

CL-

SO4--

HCO3-

Na+ К+

Mg++

Ca++

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Q-P2

0

111

Грануляр

1000

100

-

-

-

-

-

-

0,12-1,8

ГКН

Нет

К2 + К1

631

2423

Поровый

1010

100

92

-

8

88

3

9

20

ХНК

Нет

Давление и температура по разрезу скважины

Индекс

Интервал по вертикали,м

Градиент давления, МПа/м

Геотермический градиент, 0С/100м

От

До

Пластового давления

Гидроразрыва пород

Горного давления

От

До

Источ получ

От

До

Источ. получ.

От

До

Источ. получ.

От

До

Источ. получ.

Q-P1

0

306

0,01

0,01

ГИС

0,0198

0,0198

ГИС

0,022

0,022

Расч.

3,00

3,00

ГИС

P1

306

631

0,01

0,01

0,0198

0,0198

0,022

0,022

3,00

3,21

К2

631

966

0,01

0,01

0,0198

0,0198

0,022

0,022

3,21

4,11

К21

966

1471

0,0102

0,0102

0,0198

0,0198

0,022

0,022

4,11

4,64

К1

1471

1500

0,0097

0,0097

0,0183

0,0183

0,022

0,022

4,64

4,64

К1

1500

2423

0,0102

0,0102

0,0156

0,0156

0,022

0,022

4,64

4,64

J3-J1

2423

2648

0,0094

0,0094

0,0156

0,0156

0,022

0,022

4,64

4,80

Б.С.+Pz

2648

2698

0,0101

0,0101

0,0156

0,0156

0,022

0,022

4,80

4,80

Возможные осложнения по разрезу скважины
Поглощения бурового раствора

Индекс

Интервал по вертикали,м

Максимальная интенсивность поглощения, м3

Имеется ли потеря циркуляции (ДА, НЕТ, ЧАСТИЧНАЯ)

Условия возникновения

От

До

Q-Р1

0

306

Незначительно

Нет

Создание депрессии на водоносные горизонты

Превышение плотности бурового раствора над проектными значениями, плохая очистка раствора, недопустимо высокие скорости спуска инструмента. Фильтрация бурового раствора в интервалах проницаемых горизонтов в условиях депрессии.

К2 + К1

966

1736

Pz

2648

2698

Поглощение бурового раствора - это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение промывочной жидкости объясняется, во-первых, превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и, во-вторых, характером объекта поглощения.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора, можно разделить на две группы.

1. Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, пластовое давление и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.).

2. Технологические факторы - количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спуско-подъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс страти-графического подразделения

Интервал по вертикали,м

Буровые растворы, при применении которых могут произойти осложнения

Мероприятия по ликвидации последствий

От

До

Тип раствора

Плотность, кг/м3

Причины возникновения осложнения

1

2

3

4

5

6

7

Q-Р2

0

519

Гли-нистый на водной основе

менее 1120

Снижение плотности и противодавления бурового раствора на стенки скважины, повы-шенная фильтратоотдача, неудовлетворительная ингибирующая способность раствора по отношению к глинистым породам разреза

Бурение с высокой механической скоростью, поддержание оптимальной плотности раствора и низкой фильтратоотдачи, а также обработка раствора ингиби-рующими хим. реагентами (НТФ и др.)

Р2- Рz

519

2698

менее 1100

Примечания:

1) Осыпи, (обвалы) - происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Обвалам (осыпям) может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Горное давление при этом значительно превышает давление со стороны столба бурового раствора. Характерные признаки обвалов (осыпей) - резкое повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернообразование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихват бурильной колонны; иногда - выделение газа. Интенсивное кавернообразование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила, возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к снижению механики скорости прохода.

Продолжение примечания к табл. 2.8:

2) Отличительными особенностями проводки горизонтальных скважин, которые могут привести к возникновению аварий и осложнений, являются:

большее проявление гравитационных сил в процессе формирования пологих и горизонтальных участков ствола скважины;

наличие протяженных участков ствола скважины с интенсивным искривлением и пологим или горизонтальным вскрытием толщи горных пород;

кратное увеличение времени нахождения ствола скважины в необсаженном состоянии;

изменение условий разрушения горных пород за счет ориентирования породоразрушающего инструмента вдоль напластования;

использование новых, более сложных, технических средств, приборов и технологических процессов.

3) С целью предотвращения образований уступов или срезки ствола скважины в сильно искривленных интервалах, сложенных мягкими или неустойчивыми горными породами, рекомендуется:

при посадках инструмента в процессе его спуска промывку ствола скважины производить с производительностью насоса, недостаточной для работы гидравлического забойного двигателя;

для интенсивной промывки ствола скважины выбирать прямолинейные интервалы, сложенные устойчивыми, не склонными к кавернообразованию, горными породами;

проработку осложненного ствола скважины производить долотом режуще-истирающего типа.

4) Осаждение шлама на нижнюю стенку ствола скважины представляет наибольшую опасность на участках со значениями зенитного угла в диапазоне от 40° до 60°.

5) При остановке циркуляции может произойти оползание шлама, если угол наклона ствола больше 50°.

6) Основные способы предупреждения осложнений, связанных с осаждением шлама на нижней стенке сильно искривленного участка ствола скважины, следующие:

расхаживание бурильной колонны с интенсивной промывкой ствола;

закачивание небольших объемов бурового раствора повышенной вязкости с обязательным вращением или расхаживанием бурильной колонны;

буровой раствор должен иметь повышенную условную вязкость (Т = 28-30 с) и статическое напряжение сдвига СНС1 (не менее 10 дПа);

для улучшения очистки ствола скважины от шлама начиная с 2850м. (по стволу) и через каждые 200-300 проходки производить спуск каротажной воронки для промывки скважины с расходом промывочной жидкости 40-60 л/сек.

Нефтегазоводопроявления

Индекс

Интервал по вертикали,м

Вид проявляемого флюида

Плотность смеси при проявлении, г/см3

Условия возникновения

От

До

Q-P2

0

111

Вода

1,01

Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину при производстве СПО. Превышение проектных значений подъема бурового инструмента из скважины. Снижение давления в скважине ниже гидростатического. Низкое качество бурового раствора и его отклонения от проектных параметров.

К2 + К1

966

1471

К1 (ВК1-3)

1471

1500

Нефть

Плотности нефти

J3 - J2 (ЮК0-9)

2423

2629

J1 (БГ)

2629

2648

Газо-, нефте- и водопроявления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины-возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан.

Признаки начала газопроявлений следующие: а) выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек глинистого раствора, насыщенного газом; б) кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига глинистого раствора; в) слабый перелив раствора из скважины; г) повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему); д) появление газа по показаниям газокаротажной станции.

Прихватоопасные зоны

Индекс

Интервал по вертикали

Условия возникновения

От

До

1

2

3

4

Q-Рz

0

2698

Отклонение параметров бурового раствора от проектных. Плохая очистка забоя и ствола скважины от шлама. Оставление без движения колонны бурильных и обсадных труб, набухание глин, образование глинистой корочки

Прихваты. Основными причинами прихватов являются: набухание глинистых пород и образование на стенках скважины толстой корки.

Набухание - происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия бурового раствора и его фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и часто к прихватам бурильного инструмента.

Корка - образовывается в результате фильтрации бурового раствора в высокопроницаемые пласты с высокой фильтрацией. Высокая фильтрация увеличивает толщину корки и вероятность прихвата бурового инструмента

2. Проектирование конструкции скважины

Глубина, м

Градиент пластового давления, МПа/м

Коэффициент аномальности

Градиент давления гидроразрыва пород, МПа/м

Коэффициент гидроразрыва

1

0,01

1,02

0,0198

2,02

306

0,01

1,02

0,0198

2,02

306

0,01

1,02

0,0198

2,02

631

0,01

1,02

0,0198

2,02

631

0,01

1,02

0,0198

2,02

966

0,01

1,02

0,0198

2,02

966

0,0102

1,04

0,0198

2,02

1471

0,0102

1,04

0,0198

2,02

1471

0,0097

0,99

0,0183

1,87

1500

0,0097

0,99

0,0183

1,87

1500

0,0102

1,04

0,0156

1,59

2423

0,0102

1,04

0,0156

1,59

2423

0,0094

0,96

0,0156

1,59

2648

0,0094

0,96

0,0156

1,59

2648

0,0101

1,03

0,0156

1,59

2698

0,0101

1,03

0,0156

1,59

Выбор конструкции скважины осуществляется исходя из решаемых ею задач, с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 05.06.03г.

Принимая во внимание геологические особенности разреза, а также проектируемый комплекс исследований, предусматривается следующая конструкция скважины:

- направление диаметром 426 мм спускается на глубину 50 м с целью перекрытия зон поглощений и неустойчивых пород четвертичных отложений, предупреждения размыва устья и связанных с ним осложнений в виде осыпей и обвалов.

Цементируется до устья. Марка цемента ПЦТ1-50, плотность цементного раствора 1,83-1,85 г/см3;

- кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 560 м. Кондуктор предназначен для перекрытия неустойчивых пород Атлымской, Новомихайловской, Чеганской и Люлинворской свит. Указанная глубина спуска кондуктора рассчитана из условий нахождения башмака колонны в плотных глинистых породах и недопущения гидроразрыва пород при ликвидации возможных водопроявлений.

Цементируется до устья. Марка цемента ПЦТ1-50, плотность цементного раствора 1,83-1,85 г/см3

- Промежуточная диаметром 245 мм спускается на глубину 1690 м(по вертикали 1485 м). Кондуктор предназначен для перекрытия неустойчивых пород Талицкой, Ганькинской, Березовской, Кузнецовской, Уватской и Ханты-Мансийской свит. Указанная глубина спуска кондуктора рассчитана из условий нахождения башмака колонны в плотных глинистых породах и недопущения гидроразрыва пород при ликвидации возможных водопроявлений.

Цементируется до устья. Марка цемента ПЦТ1-50, плотность цементного раствора 1,83-1,85 г/см3

- эксплуатационная колонна диаметром 178 мм спускается на глубину 3198м (2629м по вертикали).

Цементируется в интервале 1327-3198м. Плотность тампонажного раствора в интервале 2998-3198м - 1,45-1,5 г/см3.

фильтр-хвостовик диаметром 114 мм устанавливается в интервале 3048-3698м. (по стволу). Фильтр-хвостовик оборудуется комплектом технологической оснастки и технических средств для последующего проведения селективных гидроразрывов пластов. Не цементируется.

По результатам окончательного каротажа возможно изменение способа заканчивания скважины - цементирование хвостовика по всей длине, манжетное цементирование хвостовика, оставление горизонтального участка ствола скважины в необсаженном состоянии («открытый забой»).

Глубина спуска и характеристика обсадных колонн

Название колонны

Интервал по стволу скважины, м

диаметр ствола скважины

Необходимость (причина) спуска колонны том числе в один прием или секциями), установки надставки, смены или поворота секции

От(верх)

До(низ)

1

Направление

0

50

426,4

Крепление устья скважины

2

Кондуктор

0

560

323,9

Перекрытие верхних неустойчивых интервалов, установка ПВО

3

Промежу-точная

0

1690

244,5

Перекрытие верхних неустойчивых интервалов, установка ПВО, разобщение вскрытых горизонтов друг от друга

4

Эксплуа-тационная

0

3198

178

Разобщение вскрытых горизонтов друг от друга, предотвращение осложнений в верхней части ствола при бурении горизонтального участка

5

Фильтр-хвостовик

3048

3698

114

Создание долговременной связи продуктивного горизонта со стволом скважины

Dхвс=114 мм Dэкс.муфт.=133 мм

Dдол(1)=(1,0447+0,00022*Dхвс)*Dхвст.муф.=(1,0447+0,00022*114)*133=142,3

Dэкс=178 мм Dэкс.муфт.=194,5 мм

Dдол(1)=155,4 мм.; Dдол(1)=1,0447+0,00022*178)*194,5=210,81

Dдол(1)=215,9 мм.

Dтех= Dдол(1)+Д+2д=215,9+6+14=235,9 мм

Dтех=244,5 мм Dтех.муфт.=270 мм

Dдол(2)=(1,0447+0,00022* Dэкс)* Dтех.муфт.

Dдол(2) =(1,0447+0,00022*244,5)*270=295,6

Dдол(2)=295,3 мм

Dконд= Dдол(2)+Д+2д=295,3+6+14=315,3 мм

Dконд=323,9 мм Dконд.муфт.=351 мм

Dдол(3)=(1,0447+0,00022* Dконд)* Dконд.муфт

Dдол(3) .=(1,0447+0,00022*323,9)*351=391,7

Dдол(3)=393,7 мм.

Dнап= Dдол(3)+Д+2д=393,7+6+14=213,7 мм

Dнап=426 мм Dнап.муфт.=452 мм

Dдол(3)=(1,0447+0,00022* Dнап)* Dнап.муфт

Dдол(3) .=(1,0447+0,00022*426)*452=514,6

Dдол(3)=555 мм. (расширитель 555 после долота 490)

Диаметр долота, мм

Диаметр колонны, мм

Диаметр муфты, мм

Хвостовик

155,4

114

133,0

Экс. колонна

215,9

178

194,5

Пром. колонна

295,3

244,5

269,9

Кондуктор

393,7

323,9

351,0

Направление

555

426,4

452

Профиль скважины

3. Расчет эксплуатационной обсадной колонны

Исходные данные:

Интервал цементирования L = 3198 м (H=2698 м ), (от башмака эксплуатационной колонны до устья);

Пластовое давление 27 МПа;

Плотность цементного раствора с = 1850 кг/м3;

Плотность жидкости затворения с = 1000 кг/м3;

Запас прочности на смятие m = 1,125;

Запас прочности на внутреннее давление n = 1,1;

Избыточные внутренние давления:

Внутренние давление при цементировнии:

1. На устье скважины (Рн)у = 0

2. У башмака колонны (Рн)L = 10-2*(ррh+ рц(z-h)) =1,85*2698*10-2=53,42 Мпа

1. Для эксплуатационных колонн при испытании скважины (устье загерметизировано). Р = Рпл*((2-s)/(2+s)) S = 10-4ргl

S = 10-4*0,615*2357=0,2169

Внутренние давления при опрессовках:

3. Рв. опр. =1,1 * Рв(z) = 1,1 * 18,59 = 20,46 Мпа

Избыточные наружные давления:

Наружное давление при цементировании:

1. У башмака колонны Р(н)изб. = (Рн - Рв)*(1-k)

,где k -...


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.