Заканчивание скважин. 5
ВВЕДЕНИЕ
Заканчивание является одной из наиболее ответственных стадий в строительстве скважин. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение во многом закладывают будущий дебит скважины. При проведении этих работ необходимо принимать все возможные меры для повышения качества заканчивания скважин.
Материалом для
этого курсового проекта
В проекте приводятся необходимые расчеты по цементированию, выбору оснастки эксплуатационной колонны.
Скважина по назначению
является экспуатационной, вскрыт продуктивный
горизонт,.расположенный в
Отдельная глава посвящена мероприятиям по технике безопасности и охране окружающей сред при заканчивании и при всем цикле строительства скважин. В проекте также приведена специальная часть, посвященная проблеме анализа качества крепления скважин.
- 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 | 100 | Неогеновые отложения | N | 1,50 |
100 | 180 | Туртасская свита | P3/trt | 1,50 |
180 | 250 | Новомихайловская свита | P3/nm | 1,50 |
250 | 296 | Атлымская свита | P3/atl | 1,50 |
296 | 430 | Тавдинская свита | P2-3/tv | 1,50 |
430 | 670 | Люлинворская свита | P2/llv | 1,50 |
670 | 750 | Талицкая свита | P1/tl | 1,30 |
750 | 875 | Ганькинская свита | К2/gn | 1,30 |
875 | 1020 | Березовская свита | К2/br | 1.30 |
1020 | 1050 | Кузнецовская свита | К2/kz | 1,30 |
1050 | 1850 | Покурская свита | К1-2/pkr | 1,30 |
1850 | 1950 | Алымская свита | К1/alm | 1,30 |
1950 | 2340 | Вартовская свита | К1/vrt | 1,30 |
2340 | 2570 | Мегионская свита | К1/mg | 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 | 100 | Супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, алевриты серые тонкослоистые |
P3/trt | 100 | 180 | Глины зеленовато-серые, алевриты серые тонкослоистые, местами с прослоями песков и бурых углей |
P3/nm | 180 | 250 | Неравномерное переслаивание глин темно-серых, серых алевритов и мелкозернистых кварц-полевошпатовых песков |
P3/atl | 250 | 296 | Пески светло-серые, мелко-крупнозернистые, кварц-полевошпатовые. Прослои алевритов, глин и бурых углей |
P2-3/tv | 296 | 430 | Глины зеленовато-серые, алевролитистые, листоватые. Встречаются пропластки песков |
Р2/llv | 430 | 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 | 875 | Глины серые, слабо известковистые, алевритистые, с редкими прослоями мергелей |
K2/br | 875 | 1020 | Глины серые, слабослюдистые, алевритистые, прослоями опоковидные, встречается глауконит, сидерит |
К2/kz | 1020 | 1050 | Глины темно-серые, до черных, массивные, однородные |
К1-2/pkr | 1050 | 1850 | Чередование глин
темно-серых, слюдистых, песчаников светло-серых,
мелко-среднезернистых и |
К1/alm | 1850 | 1950 | 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 | 1950 | 2340 | Верхняя подсвита:
аргиллиты зеленоватые, алевритистые,
комковатые и песчаники серые
слюдистые. Нижняя подсвита: глины серые
алевритистые и песчаники серые,
мелко-среднезернистые с |
К1/mg | 2340 | 2570 | В верхней части-аргиллиты темно-серые слюдистые, от тонкоотмученных до алевритистых с прослоями песчаников. В нижней части - песчаники серые и светло-серые, мелкозернистые, известковые, крепкие |
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 | Грануляр | 1000 | >100 | <1,0 |
P3atl-nm | 180 | 296 | Грануляр | 1000 | >100 | <1,0 |
К1-2pkr | 1050 | 1850 | Грануляр | 1014 | >100 | 18-22 |
K1mg | 2420 | 2435 | Грануляр | 1014 | >100 | 19-23 |
Таблица 4. Давление и температура по разрезу скважины
Индекс стратигра-фического подразделения | Интервал, м | Градиент давления | Пластовые | ||||||
Пластового | Гидроразрыва | Горного | Темпе-ратуры, оС | ||||||
От | До | кгс/см2 | кгс/см2 | кгс/см2 | |||||
От | До | От | До | От | До | ||||
Q + N | 0 | 100 | 0,100 | 0,100 | 0,0 | 0,2 | 0 | 0,190 | 3 |
P3trt | 100 | 180 | 0,100 | 0,100 | 0,2 | 0,198 | 0,190 | 0,190 | 0 |
P3nm | 180 | 250 | 0,100 | 0,100 | 0,198 | 0,198 | 0,190 | 0,190 | 5 |
P3atl | 250 | 296 | 0,100 | 0,100 | 0,198 | 0,198 | 0,190 | 0,190 | 8 |
P2-3tv | 296 | 430 | 0,100 | 0,100 | 0,198 | 0,196 | 0,190 | 0,190 | 10 |
P2llv | 430 | 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 | 875 | 0,100 | 0,100 | 0,192 | 0,19 | 0,210 | 0,210 | 30 |
K2br | 875 | 1020 | 0,100 | 0,100 | 0,19 | 0,188 | 0,215 | 0,215 | 35 |
K2kz | 1020 | 1050 | 0,100 | 0,100 | 0,188 | 0,186 | 0,220 | 0,220 | 50 |
K1-2pkr | 1050 | 1850 | 0,100 | 0,100 | 0,186 | 0,18 | 0,230 | 0,230 | 58 |
K1alm | 1850 | 1950 | 0,100 | 0,100 | 0,18 | 0,177 | 0,230 | 0,230 | 65 |
K1vrt | 1950 | 2340 | 0,100 | 0,100 | 0,177 | 0,177 | 0,230 | 0,230 | 75 |
K1mg | 2340 | 2570 | 0,100 | 0,100 | 0,177 | 0,177 | 0,230 | 0,230 | 83 |
Нефтегазоносность по разрезу скважины Таблица №5.
Индекс стратиграфического подразделения | Пласт | Интервал,
м |
Тип коллектора | Плотность нефти, г/см3 | Вязкость нефти в пл. усл. 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 | ||||||
K1mg | БС10 | 2500 | 2520 | Пор. | 0,79 | 0,87 | 0,55 | 0,7 | 2,2 | 56 | 0,15 | 737 | 11,6 |
K1mg | БС11 | 2550 | 2560 | Пор. | 0,76 | 0,87 | 0,52 | 0,7 | 1,7 | 54 | 0,16 | 733 | 10,1 |
Таблица №6
Типы и параметры буровых растворов
Ттип раствора | Интервал, м | Параметры бурового раствора | |||||||||||||
От (верх) | До (низ) | Плотность, г/см3 | УВ, с | ПФ, см3/30 мин | СНС, мгс/см2 через, мин. | Корка, мм | Содержание твердой фазы, % | РН | Минерализация, г/л | Пластич. вязкость, П/с | ДНС, мгс/см2 | ||||
1 | 10 | Коллоидной (активной) части | Песка | Всего | |||||||||||
Глинистый | 0 | 50 | 1,16-1,18 | 45-60 | <9 | 20-30 | 35-40 | <2,0 | 6-7 | 3 | 9-10 | 8-9 | 0,2 | 0,2-0,3 | 18-20 |
Глинистый | 50 | 738 | 1,16-1,18 | 40-60 | <9 | 15-25 | 35-40 | <2,0 | 6-7 | 2 | 8-9 | 8-9 | 0,2 | 0,2-0,3 | 17-20 |
Глинистый | 738 | 1109 | 1,07-1,10 | 18-22 | <8 | 1-3 | 4-9 | <1,5 | 2-3 | <1 | 4-7 | 7-8 | 2-3 | <0,1 | 10-15 |
Глинитый | 1109 | 2340 | 1,10-1,14 | 22-25 | <6 | 3-5 | 5-10 | <1,5 | 2-3 | <1 | 3-5 | 7-8 | 2-3 | <0,1 | 12-15 |
Малоглинистый | 2340 | 2575 | 1,08-1,10 | 20-25 | <5 | 3-5 | 5-15 | 0,5 | <2 | <1 | <3 | 7-9 | - | Как можно ниже | 8-9 |
2. ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ И КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
Так как продуктивный пласт сложен песчаниками коллектор поровый, слабосцементированный, то во избежание попадания песка в скважину принимаем забой закрытого типа, эксплуатационная колонна спущена до подошвы продуктивного пласта, затем проведена перфорация. Данный способ является технологически простым и, что немаловажно, дешевым.
Число обсадных колонн и глубина их спуска
определяется количеством интервалов,
несовместимых по условиям бурения, которые
определяются по графику не совмещенности
давлений, графику изменения коэффициентов
аномальности пластовых давлений и индексов
давлений поглощения с глубиной скважины.
где РПЛ
- пластовое давление;
РПЛ
= gradРПЛ×Z;
rВ-плотность воды;
Нi- текущая глубина скважины.
Коэффициент поглощения
Кп рассчитывается по формуле Итона:
где m - коэффициент Пуассона;
Кг-индекс геостатического давления.
Кг рассчитывается по формулам (1) и (2).
Результаты расчетов
приведены в табл. 7.
Таблица №7
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 | 100 | 0 | 1 | 0 | 1,74 | 1,02 | 1,02 | 0,45 | 0,45 | 1,77 | 1,77 |
P3trt | 100 | 180 | 1 | 1,8 | 1,74 | 3,13 | 1,02 | 1,02 | 0,45 | 0,45 | 1,77 | 1,77 |
P3nm | 180 | 250 | 1,8 | 2,5 | 3,13 | 4,34 | 1,02 | 1,02 | 0,45 | 0,45 | 1,77 | 1,77 |
P3atl | 250 | 296 | 2,5 | 2,96 | 4,34 | 5,05 | 1,02 | 1,02 | 0,44 | 0,44 | 1,74 | 1,74 |
P2-3tv | 296 | 430 | 2,96 | 4,3 | 5,05 | 7,22 | 1,02 | 1,02 | 0,43 | 0,43 | 1,71 | 1,71 |
P2llv | 430 | 670 | 4,3 | 6,7 | 7,22 | 11,55 | 1,02 | 1,02 | 0,42 | 0,42 | 1,76 | 1,76 |
P1tl | 670 | 750 | 6,7 | 7,5 | 11,55 | 12,35 | 1,02 | 1,02 | 0,37 | 0,37 | 1,68 | 1,68 |
K2gn | 750 | 875 | 7,5 | 8,75 | 12,35 | 14,17 | 1,02 | 1,02 | 0,36 | 0,36 | 1,65 | 1,65 |
K2br | 875 | 1020 | 8,75 | 10,2 | 14,17 | 16,25 | 1,02 | 1,02 | 0,34 | 0,34 | 1,62 | 1,62 |
K2kz | 1020 | 1050 | 10,2 | 10,5 | 16,25 | 16,71 | 1,02 | 1,02 | 0,33 | 0,33 | 1,62 | 1,62 |
K1-2pkr | 1050 | 1850 | 10,5 | 18,5 | 16,71 | 30,35 | 1,02 | 1,02 | 0,33 | 0,33 | 1,67 | 1,67 |
K1alm | 1850 | 1950 | 18,5 | 19,5 | 30,35 | 30,37 | 1,02 | 1,02 | 0,3 | 0,3 | 1,59 | 1,59 |
K1vrt | 1950 | 2340 | 19,5 | 23,4 | 30,37 | 36,45 | 1,02 | 1,02 | 0,3 | 0,3 | 1,59 | 1,59 |
K1mg | 2340 | 2570 | 23,4 | 25,7 | 36,45 | 40,03 | 1,02 | 1,02 | 0,3 | 0,3 | 1,59 | 1,59 |
По результатам
расчетов строится совмещенный график
безразмерных давлений.
Рис 1. График безразмерных давлений.
Как видно из рис. 1. интервалов, несовместимых по условиям бурения в разрезе скважины нет.
Построим график
распределения давлений в скважине
при полном замещении бурового раствора
пластовым флюидом. Для построения воспользуемся
значениями РПОГЛ из
где rН – плотность пластовой нефти, rН=790 кг/м3;
РПЛ – пластовое давление, РПЛ=25 МПа.
Подставим значения
z в выражение (4), и получим две точки для
построения графика:
- z=2535 м: ;
- 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)
Скважина до глубины
LН=823,8 м заполнена нефтью, а выше
свободным газом. Пересчитаем давление
на устье по формуле:
где РПЛ - пластовое давление, в данном случае РПЛ = РНАС=11,6 МПа;
s - эмпирический коэффициент.
Коэффициент s рассчитывается
по формуле:
где - относительная плотность попутного газа по воздуху, ;
L – глубина скважины, в данном случае L=LН=823,8 м;
z – расчетная глубина,
при пересчете на устье z=0 м.
Рис.2. График распределения
давлений в скважине при полном замещении
бурового раствора пластовым флюидом.
Согласно рис. 2 достаточно
двух обсадных колонн, такая конструкция
обеспечит достаточную
Верхние неустойчивые
отложения перекроем путем
.
Далее ствол обсаживается эксплуатационной колонной до глубины 2575 м (на 5 м ниже подошвы Мегионской свиты).
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:
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:
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
Определим глубину
спуска кондуктора по стволу (длину
кондуктора):
aa
где l1, l2,
h1, h2 –длины по стволу и глубины
по вертикали соответствующих участков
профиля; a=16,84
-максимальный зенитный угол (на участке
стабилизации)
l1=90; l2=147;h1=90;h2=144,7;
hконд- глубина
спуска кондуктора по вертикали, hконд=750
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, 2565 м (10 м до забоя скважины).
Тогда длина эксплуатационной колонны
будет
3.
РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Расчёт
наружных давлений
До затвердевания
цементного раствора:
z=0:
z=2205 м:
z=2575 м:
После затвердевания
цементного раствора:
z=0:
z=2205 м:
где rПОР
- плотность поровой жидкости цементного
камня;
z=2575 м:
Расчёт
внутренних давлений
При ликвидации открытого
фонтанирования с закрытым устьем:
z=0:
z=824 м:
z=2205 м:
z=2575 м:
При опрессовке (колонна
опрессовывается после
z=0: (нормативная величина)
z=2205 м:
z=2575 м:
При продавке:
z=0:
z=2205 м:
z=2575 м:
Расчёт
наружных избыточных давлений
Максимальные наружные
избыточные давления возникают при
окончании продавки цементного раствора.
z=0:
z=2205 м:
z=2575 м:
Расчёт
внутренних избыточных давлений:
Максимальные внутренние
избыточные давления возникают при
опрессовке колонны после ОЗЦ, коэффициент
облегчения k=0,25 [2, стр. 15]т.е. (1-k)=0,75.
z=0:
z=2205 м:
z=2575 м:
По результатам
расчетов строится совмещенный график
внутренних и наружных избыточных давлений.
Выбор
типа труб
Определим интенсивность
искривления a0 по формуле
где R1–радиус
искривления ствола скважины в интервале
набора зенитного угла, R1=500 м.
Коэффициент запаса прочности на растяжение n3=1,15 [2, стр. 50] т.к. планируется применение труб ОТТМ (требование заказчика).
Коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление n2=1,15 [2, стр. 21]
Коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление n1=1,1 для интервала продуктивного пласта, n1=1 для остальных интервалов [2, стр. 20].
1
Рис. 3. Совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений в эксплуатационной колонне
РНИ – наружные избыточные давления при окончании продавки цементного расвора;
РВИ – внутренние
избыточные давления при опрессовке эксплуатационной
колонны.
Так как максимальными являются внутренние избыточные давления, то расчёт будем вести по ним. При расчете предположим, что колонна имеет одну секцию.
Расчёт на внутреннее давление:
Рассчитаем обсадную колонну, для расчета первой секции используем трубы ОТТМ 146´7,0-Д-ГОСТ 632-80.
[РВИ]=22,4 МПа; [Q]=1156
кН; [РНИ]=31,8 МПа; [QСТР]=931 кН;
q=0,243 кН
С учётом коэффициента
запаса прочности на внутреннее давление
n2, обсадная колонна должна выдерживать
давление:
трубы ОТТМ 146´7,0-Д
имеют PВКР=22,4 МПа т.е.
QЭК=LЭК×qЭК=2665×0,243=647,6 кН
Расчет совместного
действия растягивающих нагрузок и
внутреннего давления
Рассчитаем уточненное
значение n2
Спускаем эксплуатационную
колонну, имеющую одну секцию. Результаты
расчетов сведем в таблицу.
Таблица №8
Результаты расчета эксплуатационной колонны
№ секции | L, м | qi, кН/м | Qi, кН | n1 | n2 | n3 |
1 | 2665 | 0,243 | 647,6 | 3,7 | 1,99 | 1,78 |
4. ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Кондуктор
Кондуктор цементируется до устья прямым одноступенчатым цементированием.
Оснастка колонны:
- башмак БК – 245;
- обратный клапан ЦКОД-245 на расстоянии 5 м от башмака;
- “стоп”- кольцо на расстоянии 10 м от башмака;
- центраторы ЦЦ-245/295;
- пробка продавочная ПП 219/245.
Эксплуатационная
колонна
Эксплуатационная колонна цементируется прямым способом в одну ступени до устья.
Оснастка колонны:
- башмак БК-146;
- обратный клапан ЦКОД-146 на расстоянии 5 м от башмака;
- “стоп”- кольцо на расстоянии 10 м от башмака;
- центраторы ЦЦ-2-146/216 в интервале 300-750 м по одному центратору на трубу;
- скребки СК 146/216 в и нтервале продуктивного пласта из расчета два центратора – один скребок.
- турбулизаторы ЦТ 146/211 в интервале продуктивного пласта по две штуки на трубу.
5. Спуск обсадных колонн
Обоснование
режима спуска обсадных колонн
Предельная скорость
спуска обсадной колонны определяется
из соотношения
Рс = Ргст
+Ргд £ Ргр,
где
Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва);
- Заканчивание скважин
- Заканчивание скважин
- Заканчивание скважин
- Заканчивание скважины
- Заканчивание скважины
- Заканчивание эксплуатационной скважины глубиной 4060 метров на Астраханском газоконденсатном месторождении
- Закат карьеры и итоги реформаторской деятельности М.М Сперанского
- Закаливание детей в ДОУ
- Закаливание детей дошкольного возраста
- Закаливание как средство оздоровления детей дошкольного возраста
- Закаливание организма
- Закаливание организма средствами физкультуры
- Закалка без полиморфного превращения
- Заканчивание скважин