Заканчивание скважин

      Содержание

Введение 3
1. Геологическая часть 4
2.Профиль скважины 8
3. Обоснование конструкции  скважины 9
    3.1 Обоснование способа  цементирования  14
    3.2 Обоснование способа  вхождения в продуктивный  пласт 15
4. Обоснование типоразмера  ПВО 16
5. Расчет эксплуатационной  колонны  17
    5.1  Расчёт наружных давлений 17
    5.2. Расчёт внутренних давлений 17
    5.3. Расчёт наружных избыточных давлений 18
    5.4  Расчёт внутренних избыточных давлений 18
    5.5  Выбор типа труб 19
6. Спуск обсадной колонны 21
    6.1.  Обоснование режима спуска обсадных колонн 21
    6.2. Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны 22
    6.3. Расчет допустимой глубины опрожнения колонны 24
7. Оснастка обсадных колонн 25
8. Цементирование обсадной колонны 26
    8.1. Определение объёмов тампонажных растворов для цементирования эксплуатационной колонны 26
    8.2. Определение потребного количества компонентов     8.3.Реологические параметры растворов 26
    8.3. Реологические параметры растворов 27
    8.4. Определение режима работы цементировочной техники 28
    8.5. Общая потребность в цементировочной технике 29
    8.6. Расчет времени цементирования 35
9.  Контроль качества цементирования 36
10. Способ освоения  скважины 36
11. Охрана труда, окружающей среды и ТБ при заканчивании скважин 38
Список  использованной литературы 41

           Введение

      Заканчивание является одной из наиболее важных стадий  в строительстве скважин. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение во многом определяет будущий дебит скважины. Поэтому при проведении этих работ необходимо принимать все возможные меры для повышения качества заканчивания скважин.

     Материалом  для этого курсового проекта послужили данные производственной практики, пройденной летом 2002 года в ЭГЭБ №1 ООО «ЛУКойл-Бурение». Районом деятельности предприятия является площадь в районе города Когалым Ханты-Мансийского АО.

     Скважина  по назначению является добывающей, вскрыт продуктивный горизонт АВ82б, расположенный в Вартовской свите (1940-2396,7 м).

     В проекте приводятся необходимые  расчеты по цементированию, выбору оснастки эксплуатационной колонны, выбору способа освоения скважин.

    1. Геологическая часть

Таблица 1

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Глубина залегания, м Стратиграфическое подразделение Коэффициент кавернозности в интервале
От 

(верх)

 До 

(низ)

 Название Индекс
0 40 Четвертичные отложения Q 1,50
40 85 Неогеновые  отложения N 1,50
85 180 Туртасская  свита P3/trt 1,50
180 215 Новомихайловская  свита P3/nm 1,50
215 250 Атлымская свита P3/atl 1,50
250 400 Тавдинская  свита P2-3/tv 1,50
400 670 Люлинворская  свита P2/llv 1,50
670 750 Талицкая свита P1/tl 1,30
750 980 Ганькинская свита К2/gn 1,30
980 1060 Березовская свита К2/br 1.30
1060 1070 Кузнецовская  свита К2/kz 1,30
1070 1860 Покурская свита К1-2/pkr 1,30
1860 1940 Алымская свита К1/alm 1,30
1940 2396,7 Вартовская  свита К1/vrt 1,30
 

 

Таблица 2

Литологическая  характеристика разреза скважины

Индекс Интервал, м Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
От (верх) До 

(низ)

Q 0 40 Пески кварцевые  желтовато-серые, супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, присутствуют остатки растительности
N 40 85 Супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, алевриты серые тонкослоистые
P3/trt 85 180 Глины зеленовато-серые, алевриты серые тонкослоистые, местами  с прослоями песков и бурых углей
P3/nm 180 215 Неравномерное переслаивание глин темно-серых, серых  алевритов и мелкозернистых кварц-полевошпатовых песков
P3/atl 215 250 Пески светло-серые, мелко-крупнозернистые, кварц-полевошпатовые. Прослои алевритов, глин и бурых  углей
P2-3/tv 250 400 Глины зеленовато-серые, алевролитистые, листоватые. Встречаются пропластки песков
Р2/llv 400 670 В верхней части-глины  светло-зеленые, плотные, листоватые. В нижней части-опоки и опоковидные глины серого цвета
Р1/tl 670 750 Глины темно-серые  до черных, алевролитистые, плотные с тонкими пропластками и линзами алевролитов
K2/gn 750 980 Глины серые, слабо  известковистые, алевритистые, с редкими  прослоями мергелей
K2/br 980 1060 Глины серые, слабослюдистые, алевритистые, прослоями опоковидные, встречается глауконит, сидерит
К2/kz 1060 1070 Глины темно-серые, до черных, массивные, однородные
К1-2/pkr 1070 1860 Чередование глин темно-серых, слюдистых, песчаников светло-серых, мелко-среднезернистых и алевролитов серых, слюдистых, тонкослоистых
К1/alm 1860 1940 Верхняя подсвита: аргиллиты темно-серые, слабослюдистые, тонкоотмученные с редкими прослоями песчаников. Нижняя подсвита: глины серые аргиллитистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цементом
К1/vrt 1940 2396,7 Верхняя подсвита: аргиллиты зеленоватые, алевритистые, комковатые и песчаники  серые слюдистые. Нижняя подсвита: глины серые алевритистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цементом
 

 

Таблица 3

Водоносность

Индекс  стратиграфи-ческого подразделения Интервал, м Тип коллектора Плотность, кг/м3 Фазовая проницаемость, мкм2 Минерализация, г/л
От  До
Q 0 40 Гранулярный 1000 >100 <1,0
P3atl-nm 180 250 Гранулярный 1000 >100 <1,0
К1-2pkr 1070 1860 Гранулярный 1014 >100 18-22
 

Таблица 4

Давление  и температура по разрезу скважины

Индекс  стратиграфического подразделения Интервал, м Градиент  давления Пластовые
Пластового Гидроразрыва Горного Температуры, оС
От До кгс/см2 кгс/см2 кгс/см2
От До От До От До
Q + N 0 85 0,100 0,100 0,0 0,2 0 0,190 3
P3trt 85 180 0,100 0,100 0,2 0,198 0,190 0,190 0
P3nm 180 215 0,100 0,100 0,198 0,198 0,190 0,190 5
P3atl 215 250 0,100 0,100 0,198 0,198 0,190 0,190 8
P2-3tv 250 400 0,100 0,100 0,198 0,196 0,190 0,190 10
P2llv 400 670 0,100 0,100 0,196 0,194 0,200 0,200 15
P1tl 670 750 0,100 0,100 0,194 0,192 0,210 0,210 20
K2gn 750 980 0,100 0,100 0,192 0,19 0,210 0,210 30
K2br 980 1060 0,100 0,100 0,19 0,188 0,215 0,215 35
K2kz 1060 1070 0,100 0,100 0,188 0,186 0,220 0,220 50
K1-2pkr 1070 1860 0,100 0,100 0,186 0,18 0,230 0,230 58
K1alm 1860 1940 0,100 0,100 0,18 0,177 0,230 0,230 65
K1vrt 1940 2396,7 0,100 0,100 0,177 0,177 0,230 0,230 75
 
 
 
 
 
 

                                   Таблица 5

Нефтегазоносность по разрезу скважины

Пласт Интервал,

м

 Тип коллектора Плотность нефти, г/см3 Вязкость нефти  
в пл. условиях,   мПа*с		 Содержание серы, % по весу Содержание парафина, % по весу Параметры растворенного газа
От (верх) До (низ) В пласт. условиях После дегазации Газовый

фактор, м3/т

 Содержание углекислого газа, % Относительная плотность газа, г/см3 Давление насыщения  
в пл. усл., МПа
АВ1-2 1936 1956 Пор. 0,79 0,87 0,55 0,7 2,2 35,95 0,15 737 11,6
АВ82б 2311 2326 Пор. 0,76 0,87 0,52 0,7 1,7 44,7 0,16 733 10,1
       
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 6

Типы  и параметры буровых растворов

    Ттип  раствора Интервал по стволу, м Параметры бурового раствора
    От (верх) До (низ) Плот-ность, г/см3 УВ, с ПФ, см3/30 мин СНС, мгс/см2 через, мин. Корка, мм Содержание песка, % РН
    1 10
    глинистый 0 736 1,16±0,02 55-60 8-9 15 35 1-2 2 7-9
    глинистый 736 1017 1,10±0,02 18-20 7-8 8-10 12-15 1-2 1-2 7-9
    глинистый 1017 2388 1,12±0,02 22-25 6-7 8-10 12-20 <1 1 7-9
    малоглинистый 2388 2525 1,08±0,02 24-60 3-5 5-20 10-35 0,3-0,5 <1 8-9
 

 

      

          2. Профиль скважины 

        
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
 
 
 

Таблица 7

Данные  для построения профиля

Участок ai, м hi, м li, м
вертикальный 0       370       370
набора зенитного угла       33,1       178,9       183
стабилизации зенитного угла       378,1       986,5       1037,2
спада зенитного угла       178,9       775,6       874,8

      H=2311 м; A=590 м; a=20,97о; aк=5о; R1=500 м; R2=2865 м.

    1. Обоснование конструкции скважины

      Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по совмещенному графику давлений пластового и гидроразрыва, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины.

       , (1)

где РПЛ – пластовое давление;

      РПЛ = gradРПЛ×Hi; (2)

      rВ – плотность воды;

      Нi – текущая глубина скважины.

      Коэффициент поглощения Кп рассчитывается по формуле Итона:

       , (3)

где  m – коэффициент Пуассона;

      Кг – индекс геостатического давления.

        Кг рассчитывается по формулам (1) и (2).

      Результаты  расчетов приведены в таблице 8.

Таблица 8

Индекс  стратиграфического подразделения Интервал, м РПЛ, МПа РПОГЛ, МПа Ка m Кп
От До От До От До От До От До От До
Q + N 0 85 0 0,85 0 1,7 1,02 1,02 0,45 0,45 1,77 1,77
P3trt 85 180 0,85 1,8 1,7 3,56 1,02 1,02 0,45 0,45 1,77 1,77
P3nm 180 215 1,8 2,15 3,56 4,26 1,02 1,02 0,45 0,45 1,77 1,77
P3atl 215 250 2,15 2,5 4,26 4,95 1,02 1,02 0,44 0,44 1,74 1,74
P2-3tv 250 400 2,5 4,0 4,95 7,84 1,02 1,02 0,43 0,43 1,71 1,71
P2llv 400 670 4,0 6,7 7,84 12,99 1,02 1,02 0,42 0,42 1,76 1,76
P1tl 670 750 6,7 7,5 12,99 14,4 1,02 1,02 0,37 0,37 1,68 1,68
K2gn 750 980 7,5 9,8 14,4 18,62 1,02 1,02 0,36 0,36 1,65 1,65
K2br 980 1060 9,8 10,6 18,62 19,93 1,02 1,02 0,34 0,34 1,62 1,62
K2kz 1060 1070 10,6 10,7 19,93 19,9 1,02 1,02 0,33 0,33 1,62 1,62
K1-2pkr 1070 1860 10,7 18,6 19,9 33,48 1,02 1,02 0,33 0,33 1,67 1,67
K1alm 1860 1940 18,6 19,4 33,48 34,34 1,02 1,02 0,3 0,3 1,59 1,59
K1vrt 1940 2396,7 19,4 23,97 34,34 34,34 1,02 1,02 0,3 0,3 1,59 1,59
 

       По результатам расчетов строится совмещенный график безразмерных давлений. 

      Рис. 2. График безразмерных давлений. 

      Как видно из рисунка 2, несовместимых по условиям бурения интервалов в разрезе скважины нет.

      Построим  график распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Для построения воспользуемся значениями РПОГЛ из таблицы 8, а значения давлений внутри ствола рассчитаем по формуле:

        (4)

где  rН – плотность пластовой нефти, rН=760 кг/м3;

      РПЛ – пластовое давление, РПЛ=23,33 МПа.

      Подставим значения z в выражение (4), и получим две точки для построения графика:

  1. z=2311 м: ;
  2. z=0 м: .

      То  есть при заполнении скважины пластовым  флюидом она будет до определенного уровня заполнена нефтью, найдем этот уровень, подставив значение РНАС в выражение (4) получим:

       (от забоя) (5)

      Скважина  до глубины LН=536,5 м заполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по формуле:

       , (6)

где  РПЛ - пластовое давление, в данном случае РПЛ = РНАС=10,1 МПа;

s - эмпирический коэффициент.

      Коэффициент s рассчитывается по формуле:

        , (7)

где   - относительная плотность попутного газа по воздуху, ;

      L – глубина скважины, в данном случае L=LН=536,5 м;

      z – расчетная глубина, при пересчете на устье z=0 м.

              

                                
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

        Рис. 3.   График распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. 

      Согласно  рисунку 2, достаточно двух обсадных колонн, такая конструкция обеспечит достаточную надежность и минимальную стоимость скважины.

      Верхние неустойчивые отложения перекроем  путем спуска кондуктора до глубины 736 м. При данной глубине спуска, обеспечивается экологическая безопасность на случай нефтегазопроявления с 5 % запасом по давлению (kКОНД).

       .

      Далее ствол обсаживается эксплуатационной колонной до глубины 2396,7 м.

      Как правило, заказчик (ТПП «Когалымнефтегаз») требует обсаживать скважину эксплуатационной колонной с наружным диаметром 146 мм. Исходя из этого условия, рассчитаем диаметры долот для бурения скважины, а также диаметр кондуктора.

      Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:

       , (8)

где   – диаметр муфт эксплуатационной колонны, =166 мм;

      d-зазор между муфтой и стенкой скважины d=5-40 мм.

      

      Определим внутренний диаметр промежуточной колонны (кондуктора) по формуле:

       , (9)

где  d – зазор между долотом и стенкой кондуктора, d=3-5 мм.

               .

      То  есть, для крепления верхних неустойчивых отложений (кондуктора) допускается применение труб диаметром 244,5 мм и толщиной стенки 8,9-10 мм.

      Диаметр долота для бурения под кондуктор рассчитывается по формуле аналогичной формуле (8)

             .

      Определим глубину спуска кондуктора по стволу (длину кондуктора):

       , (10)

    где  l1, l2, h1, h2 –длины по стволу и глубины по вертикали соответствующих участков профиля; a – максимальный зенитный угол (на участке стабилизации) (см. таблицу 7);

      hконд – глубина спуска кондуктора по вертикали, hконд=720 м.

              

      В кондукторе используем обсадные трубы  с треугольной резьбой 244,5´8,9-Д – ГОСТ-623-80. Практика показывает, что данные обсадные трубы выдерживают необходимые нагрузки.

      Принимаем, что башмак эксплуатационной колонны будет спущен на глубину 2386,7 м (10 м до забоя скважины). Тогда длина эксплуатационной колонны будет

      Результаты  расчетов сведем в таблицу 9.

      Таблица 9

Название  колонны Диаметр колонны, мм Глубина спуска колонны, мм Интервал цементирования от башмака, м Диаметр долота, мм
Кондуктор 244,5 736 до устья 295,3
Эксплуатационная 146 2465 до устья 215,9

      3.1. Обоснование способа цементирования

      Кондуктор и колонна цементируется до устья, для разобщения водоносных горизонтов.

      Обсадная  колонна цементируется в одну ступень (требование заказчика) до устья.

      Самым слабым пластом является Вартовская свита (Кп=1,59), РПОГЛ=34,34 МПа. Давление столба цементного раствора на поглощающий пласт с учетом гидродинамических потерь при цементировании должно удовлетворять условию

      РПОГЛ³1,1×РЦ.Р.. (11)

      Таким образом давление столба цементного раствора не должно превышать величины Для дальнейших расчетов примем, что интервал от забоя и на 300 м выше продуктивного пласта (2096,7-2396,7 м по вертикали) цементируется ПЦТ-1-50 по ГОСТ 1581-96 с плотностью раствора rЦ.Р.=1,80 г/см3 (В/Ц=0,45) Давление столба ПЦТ-1-50 будет составлять

Заканчивание скважин 📙 Курсовая → 🆔 80021

Заканчивание скважин 📙 Курсовая → 🆔 80021