Министерство  образования и науки РФ

Национальный  Исследовательский

Иркутский Государственный Технический Университет

      Кафедра нефтегазового дела

Курсовой  проект по дисциплине « Заканчивание скважин» 

Тема: «  Технология крепления и заканчивания нефтяной эксплуатационной скважины

 №  1437 ВЧНГКМ» 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                                                        Выполнила: студенткак гр. НБ-07-2

                                                                             Антипина Е.Ю.

                                                  Проверил:    Качин В.А.

Иркутск 2011г.

    СОДЕРЖАНИЕ 
 

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..3

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ  РАЗДЕЛ 

1. Географо-экономические условия ……………………………………..4

2. Геология месторождения (площади)…………….……………….…….6
3. Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород…....7
4. Краткие сведения о нефтегазоносности района …………………..…..8
5. Гидрогеология……………………………………………………..…..12

1.6      Характеристика коллекторских и  гидродинамических свойств    продуктивных горизонтов …………………………………………….14

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ  КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ 

 2.1      Определение конструкция скважины ………………………………..17                                           

 2.2      Выбор интервалов цементирования…………………………………..19                                                

  2.3    Расчет эксплуатационной               колонны…………………………………………………………..……20

3. ЦЕМЕНТАЖ………………………….……………………………………....28

 3.1    Выбор тампонажного материала и расчет цементирования 

          скважины……………………………………………………………......25

 3.2     Подготовка буровой установки к креплению скважины………....…28

                     3.3    Подготовка ствола скважины и спуск обсадных колонн……….......28 3.4…Цементирование обсадной колонны………………...…..............29 

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………..……....30 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение

Крепление скважины - заключительная операция ее проводки, предназначена для укрепления стенок скважины, обеспечения длительной изоляции пластов друг от друга и от дневной  поверхности.

  Процесс  крепления скважин включает в  себя подготовительные работы  к креплению и технологические  операции по креплению скважин.  В подготовку обсадных труб  входит проверка качества их  изготовления и обеспечение сохранности при транспортировании к месту проведения работ и погрузо-разгрузочных операциях, а также при их перемещении на буровой.

Обсадные трубы  проходят следующие виды контрольных испытаний и обследований:

визуальное обследование доставленных на буровую труб;

- шаблонирование, проверку состояния резьбы трубы  над устьем скважины - во время        спуска обсадной колонны.

Завод-изготовитель при проверке качества готовой продукции  проводит гидравлические испытания  обсадных труб. Каждая труба поступает  на испытание с навинченной и  закрепленной муфтой.

В процессе испытания  колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее, чем на 10 % возможное давление, возникающее  при ликвидации газонефтеводопроявлений  и открытых фонтанов, а так же при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не менее чем  на 0,5 МПа.

На трубно-инструментальной базе бурового предприятия все трубы, прошедшие осмотр и инструментальный контроль, подвергают гидравлическим испытаниям на специальных стендах. Предельное давление при испытании определяют в зависимости от ожидаемых максимальных давлений. Для эксплуатационных и промежуточных колонн оно должно превышать ожидаемое внутреннее избыточное давление на 5-20,%, Но при этом давление испытания не должно превышать допустимых значений. Трубу выдерживают под максимальным давлением не менее 10 с и слегка обстукивают ее поверхность вблизи муфты. Труба признается годной, если не обнаруживается никаких следов проникания влаги изнутри. У прошедшей испытания трубы на прочищенные и смазанные резьбы навинчивают специальные предохранительные колпаки для их защиты от повреждения при транспортировке на буровую.

Расчет колонн производится по «Инструкции по расчету  обсадных колонн для нефтяных и газовых  скважин» 
 
 
 
 

1.1. Географо-экономические условия

  Верхнечонское  газоконденсатнонефтяное месторождение  расположено в Катангском районе  Иркутской области.

  Месторождение  расположено в 100 км от районного центра п. Ербогачен, в 250 км от г. Киренска и в 420 км от г. Усть-Кута. Ближайший населенный пункт (п. Преображенка) находится в 50 км, ближайшие нефтегазовые месторождения (Дулисьминское, Ярактинское, Марковское) в 190…310 км

  Через  месторождение протекает река  Чона с ее многочисленными  притоками Пойма реки участками  заболочена, ширина реки 20…30 м, глубина  на плесах 3 м, на перекатах 0.2 м, имеется много стариц и озер. По площади месторождения протекают притоки р. Чоны – Нельтошка, Вирая, Молчалун, Игняла, характеризующиеся резко изменяющейся водообильностью в зависимости от количества атмосферных осадков. Наряду с реками важными гидрогеологическими элементами в районе работ являются озера и болота. Озера большей частью пойменные (старичные) и термокарстовые, развитые на пологих склонах и плоских вершинах водоразделов. Питание озер осуществляется, в основном, талыми снеговыми и дождевыми водами. Болота распространены по долинам рек и ручьев, реже на склонах и водоразделах, относятся они к типу надмерзлотных и в засушливые годы почти полностью осушаются. Питание болот происходит за счет талых снеговых, дождевых и мерзлотных вод.

  Постоянные  дороги в районе отсутствуют.  Связь с г. Усть-Кутом возможна  по зимнику или по реке Лене (до п. Чечуйск).

  В  орографическом отношении месторождение  расположено в пределах Средне- Сибирского плоскогорья и представляет  собой слабовсхолмленную равнину  с относительными превышениями 120…150 м (абсолютные отметки колеблются  от 320 до 470 м)

  Район  слабо заселен и освоен, местность  покрыта труднопроходимой тайгой. Река Чона не судоходна. Река  Н. Тунгуска судоходна непродолжительное  время – 20…30 дней в паводковый  период. Река Лена судоходна от  п. Качуг до устья.

  Пути  сообщения района весьма ограничены.

  Основной  объем грузов от г. Усть-Кута  до месторождения может перевозиться  автотранспортом по зимнику (расстояние  660 км). В летнее время грузы могут доставляться водным транспортом по реке Лене от Усть-Кута до Чечуйска (расстояние 373 км) и от Чечуйска до п. Надеждинск автотранспортом – 27 км. Срочные грузы и доставка вахт могут осуществляться вертолетом.

  В  качестве источников энергоснабжения  при проведении буровых работ  на месторождении могут использоваться  дизельные станции внутреннего  сгорания, ЛЭП на территории месторождения  отсутствует.

  Район  работ сейсмически не активен,  по карте сейсмического районирования  СССР (1983 года) сейсмичность на площади  месторождения равна 5 баллам.                                                                                                   

  Из  местных строительных материалов  наибольшее значение и применение  имеет лес, используемый при  строительстве жилья и в качестве  топлива.

  В  130 км юго-западнее месторождения расположено Непско-Гаженское месторождение калийных солей, запасы которого утверждены в ГКЗ СССР в 1992 году.

  Кроме  этого в районе месторождения  имеются многочисленные выходы  на дневную поверхность траппов  (долеритов), известняков и доломитов  литвинцевской свиты, которые  могут быть использованы в  качестве бутового камня для  строительства дорог.

  Известняки  и доломиты литвинцевской свиты  могут быть также использованы  для получения извести.

  Климат  района резко континентальный  с продолжительной холодной зимой  и жарким летом, с годовыми  максимально-экстремальными колебаниями  температуры от  +36 до  –58⁰С, среднегодовая температура  –5.0…–5.5⁰С. В зимний период господствует мощный антициклон с солнечной безветренной погодой. В это время происходит сильное выхолаживание приземного воздуха, что обусловливает сезонное промерзание грунтов на 1.5…2.0 м и островное развитие многолетней мерзлоты. Первые заморозки начинаются в конце августа. Толщина снежного покрова колеблется от 40 до 70 см, снег держится с октября по апрель.

  Среднегодовое  количество осадков 300…500 мм. Кратковременный  максимум осадков (56 мм) приходящийся на осенне-зимний период, средний максимум – 26 мм. В районе работ преобладают юго-восточное и северо-западное направление ветров со скоростью 1…3 м/с.

  Техническое  водоснабжение месторождения может  осуществляться из естественных  водотоков по трубопроводам или  из специальных водозаборных  скважин. Для питьевого водоснабжения  могут быть использованы воды  четвертичных и верхоленских  отложений. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.2.Геология месторождения (площади).

  Геологическое  строение Верхнечонского НГКМ  изучалось по материалам глубокого  бурения с учетом промысловой  геофизики и по результатам  геолого-съемочных работ. На основании  этих материалов составлен литолого-стратиграфический  разрез Верхнечонского НГКМ 

  В  геологическом строении месторождения  принимают участие отложения  рифея, нижнего, среднего и  верхнего кембрия и каменноугольной  системы, которые со стратиграфическим  и угловым несогласием залегают  на породах фундамента архейпротерозойского  возраста.

  Общая  толщина осадочных отложений  изменяется от 1176,0 до 1729 м, не считая толщины залегающих среди них траппов.

  В  нижней части усольской и в  кровле мотской свит встречаются  интрузии долеритов, кроме этого  пластовые интрузии долеритов  встречаются в ангарской, верхоленской, тушамской и литвинцевской свитах.

  В  тектоническом отношении месторождение  приурочено к большой флексуре, осложняющей западный склон Пеледуйской куполовидного поднятия Непско-Ботуобинской антеклизы. По кровле терригенного комплекса флексура имеет размеры 55х50 км (по изогипсе – 1200 м), высота её 80 м.

  В  осадочном чехле выделяются три  структурных комплекса пород:  подсолевой, солевой и надсолевой.

  Совпадение  структурных планов отмечается  по поверхностям фундамента подсолевых  отложений и осинского горизонта.  Всё вышележащие отложения дислоцированы  более сложно. Это обусловлено  проявлениями соляной тектоники,  внедрением пластовой интрузии  долеритов и, возможно, гипергенным  выщелачиванием каменных солей  ангарской свиты.

  По  данным сейсморазведочных работ  установлен целый ряд разрывных  нарушений, осложняющих структурные  планы поверхности фундамента  и осадочных отложений. Часть  из них прослеживается только  в подсолевой и солевой частях  разреза, часть затрагивают весь  разрез. Нарушения образуют сложную  систему зон северо-западного,  северо-восточного, субши-ротного и  субмеридионального простирания.

  Среди  выделенных зон разрывных нарушений  наиболее высокими амплитудами  смещения характеризуются Могинско-Ленской  разлом, Верхнечонско-Талаканский и  Усольский грабены.

  Из  остальных малоамплитудных разрывных  нарушений лишь незначительная  часть является нефтегазоконтролирующими. 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.3.Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород.

Таблица 1. СТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ СКВАЖИНЫ, ЭЛЕМЕНТЫ ЗАЛЕГАНИЯ И КОЭФФИЦИЕНТ

КАВЕРНОЗНОСТИ ПЛАСТОВ 

1.4. Краткие сведения о нефтегазоносности района

   Верхнечонское месторождение находится  на территории Непско-Ботуобинской  нефтегазоносной области, входящей  в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной  провинции. На части данной  территории, относящейся административно  к Иркутской области, открыт  ряд месторождений нефти и  газа – Марковское, Ярактинское,  Аянское, Даниловское, Дулисьминское,  Пилюдинское, Вакунайское, Верхнечонское;  относящейся к республике Саха  – Нижнехамакинское, Центрально-Талаканское,  Таранское, Хотого-Мурбайское, Средне-Ботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское, Верхневилючанское,  Вилюйско-Джербинское, Иктехское.  Промышленная продуктивность всех  этих месторождений приурочена  к горизонтам подсолевого комплекса  нижнего кембрия.

В южной  части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной  области запасы нефти и газа приурочены как к карбонатным (осинский, усть-кутский, преображенский), так и к терригенным (верхнетирский, парфеновский, ярактинский, верхнечонский) горизонтам.

Тип углеводородного  насыщения продуктивных горизонтов и состояние работ на месторождениях приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1

Тип углеводородного  насыщения продуктивных горизонтов 
месторождений южной части Непско-Ботуобинской НГО

Примечание. Типы углеводородного насыщения: Н – нефтяной; Г – газовый; ГК – газоконденсатный; НГК – нефтегазоконденсатный; ГКН – газоконденсатнонефтяной. 
´ – притоки УВ в единичных скважинах. 
 

Осинский  горизонт залегает в нижней части усольской свиты, сложен известняками и доломитами. Промышленно продуктивен на Верхнечонском месторождении. К осинскому горизонту приурочена одна нефтяная залежь и три газоконденсатных. После испытания с применением вторичных методов воздействия на пласт получены притоки пластовых флюидов: газа – дебитом до 109.9 тысяч м³/сут (скв. 46), нефти – 14.7 м³/сут (скв. 113).

Промышленная  продуктивность осинского горизонта  доказана также на Марковском месторождении, где к этому горизонту приурочена нефтяная залежь и Вакунайском, где  горизонт газонасыщен. На Ярактинском  месторождении отмечались нефтепроявления  и разгазирование бурового раствора при вскрытии горизонта (скв. 9, 11, 14, 18, 19, 55). В процессе опробования горизонта  ИП в этих скважинах получены незначительные притоки нефти (от 20 до 100 л).

На Пилюдинской  площади получен приток газа дебитом 11.5 тыс. м³/сут и нефти 19.1 м³/сут (скв. 277). На Большетирской площади из отложений осинского горизонта получен приток нефти дебитом 37.4 м³/сут, газа – 11.6 тыс. м³/сут (скв. 204). На Даниловской площади при опробовании горизонта получено 150 л нефти и 2…3 тыс. м³/сут газа (скв. 145). Нефтегазопроявления и слабые притоки газа отмечались также при вскрытии горизонта и опробовании ИП на площадях: Южно-Чонской (скв. 13), Курьинской (скв. 3), Северо-Чонской (скв. 4), Могдинской (скв. 1, 5, 2), Немчуйской (скв. 214), Санарской (скв. 3, 1).

Тип коллектора – каверно-поровый. Значения открытой пористости достигают 12.6 %, при величине проницаемости до 130 мД.

Для осинского  горизонта характерны пластовые  давления, как правило, превышающие  нормальное гидростатическое. На ряде площадей фиксируется АВПД с коэффициентом  аномальности до 1.3 и более.

Типы  выявленных залежей пластовые, литологически  и тектонически экранированные.

Усть-Кутский  горизонт представлен двумя пластами доломитов, приуроченных к верхней части мотской свиты.

На Верхнечонском  месторождении горизонт нефтегазоносен в ряде скважин (53, 76, 77, 78, 114, 90, 91). Промышленные притоки получены в скважинах: 900 – газа 47.6 тыс. м³/сут (верхний и нижний пласты); 78 – газа 29.8 тыс. м³/сут (нижний пласт); 53 – нефти 15.2 м³/сут (нижний пласт).

Горизонт  промышленно продуктивен на Даниловском  месторождении, где из              

нижнего пласта получен приток нефти до 400 м³/сут. На Аянской площади в скв. 65 при испытании горизонта получен приток газа дебитом 50…70 тыс. м³/сут. Незначительные притоки нефти получены на Санарской (скв. 1, 210, 212, 211, 2) и Преображенской (скв. 137) площадях.

Коллектор горизонта – каверно-поровый. Значения открытой пористости колеблются от 7.1 до 13.2 %, при проницаемости до 16 мД.

Типы  выявленных залежей пластовые, литологически  и тектонически экранированные.

Преображенский  горизонт приурочен к основанию среднемотской подсвиты, представлен доломитами.

На Верхнечонском  месторождении горизонт промышленно  продуктивен. Доказано наличие трех нефтяных и одной газонефтяной залежей, приуроченных к преображенскому  горизонту. Притоки пластовых флюидов, полученные из горизонта, составляют: нефти – до 43.2 м³/сут, газа – 21.4 тыс. м³/сут.

Горизонт  также продуктивен на Преображенской площади, Даниловском месторождении, получены незначительные притоки в  скв. 225-Давачинской и 
скв. 4-Северо-Чонской.

Тип коллектора поровый. Значения открытой пористости достигают 17 %, при проницаемости  – 9 мД.

Залежи  пластовые, литологически и тектонически экранированные.

Указанные выше продуктивные карбонатные горизонты  имеют общие закономерности в  площадном распространении коллектора. Так, границы развития пород с  повышенными значениями пористости, проницаемости, толщин пород с пористостью  более 6 % в первом приближении повторяют  границы палеосвода. Хотя в пределах этой обширной территории коллекторские  свойства карбонатов неоднозначны, отмечается приуроченность коллекторов к биогермным образованиям и проявлениям разломной  тектоники.

Низкие  фильтрационные свойства продуктивных карбонатных горизонтов требуют  применение методов интенсификации для увеличения притоков УВ.

Верхнечонский горизонт залегает в терригенной части нижнемотской подсвиты. Представлен двумя песчаниковыми пластами (Вч₁ и Вч₂), разделенными в восточной и центральной частях площади глинистой перемычкой, а на остальной территории – зоной слияния этих пластов (Вч₁+Вч₂). Промышленная продуктивность горизонта связана с выделенными 10 залежами: восьмью газонефтяными, одной нефтяной, одной газовой. Притоки пластовых флюидов, полученные в процессе испытании, достигают следующих величин: нефти– до 230 м³/сут, газа – до 270 тыс. м³/сут.

Горизонт  продуктивен на Нижнехамакинском месторождении, а также в более южных районах  – на Дулисьминском, Ярактинском, Аянском  месторождениях, где он имеет название ярактинский. 
 

Притоки пластовых флюидов получены в  ряде одиночных скважин на Даниловской, Преображенской, Куландинской, Талаканской  и других площадях.

Тип коллектора поровый. Значения открытой пористости достигают 
17.5 %, при межзерновой проницаемости до 2930 мД.

Типы  выявленных залежей пластовые, литологически  и тектонически экранированные. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.5.Гидрогеология.

1. Воды верхнечонского горизонта, пластов ВЧ₁ и ВЧ₂, имеют минерализацию от 268,4 до 450,6 г/л, плотность 1,17-1,34 г/см³.

По своему химическому составу воды подразделяются на хлоридные натриевые и хлоридные  кальциевые. Воды с меньшей минерализацией, как правило, хлоридные натриевые, с большей - хлоридные кальциевые. рН вод равняется 5.7. В пробах присутствуют: бром до 6,85 г/л, йод до 6,68 мг/л. Температура  воды в пластовых условиях +17° - +25°С.

По анализам воды скв. 74 определена общая жесткость, составившая 6750-6850 мг-экв/л. Водорастворенный газ присутствует до 470 м³/т, состоит на 73-86% из СН₄, 10-17,5% из N₂

2. Воды преображенского горизонта анализировались по 18 пробам. Они характеризуются высокой минерализацией от 304 до 423,04 г/л и плотно- 
стью 1,2-1,3 г/см³. Водородный показатель около 4,8. Температура воды в пластовых условиях до +17°С. В водах содержится бром 7 г/л, йод до 7,62 
мг/л. Тип вод хлоридный натриевый, кальциевый.

Притоки пластовой воды в пределах газонефтяных и нефтяных залежей незначительны, ввиду чего использование попутных вод в качестве гид-роминерального сырья неперспективно. Скважины, давшие максимальные притоки воды, расположены  за пределами газонефтяных залежей  и добыча воды должна рассматриваться  как самостоятельная с соответствующим  определением ее рентабельности.

Вязкость  пластовой воды 3,56 мПа*с, плотность 1293 кг/м³.