Заканчивание скважин. 3

Содержание:

Задание на выполнение курсового проекта	2
Введение	4
Вопросы, подлежащие разработке и освещению:  Краткая геотехническая характеристика разреза  скважины	5
Обоснование заложения, профиля, глубины  ствола скважины
Обоснование конструкции скважины, обеспечивающей надежное закрепление ствола, разобщение пластов, сокращение затрат времени и материальных средств на строительство скважины
Специальный вопрос: Разработка  технико – технологических и  организационно-экономических средств  ускорения и повышения качества работ по первичному вскрытию и освоению эксплуатационного объекта. Выбрать и обосновать типы и параметры буровых растворов. Дать последовательное описание проектируемых организации и технологии работ по освоению скважины
Расчеты эксплуатационной колонны и цементирование с учетом проектируемых организаций и технологии работ
Выделить и охарактеризовать особые меры по охране труда при проведении проектируемых работ
Установить затраты времени  и материальных средств при выполнении работ по п.4 и сопоставить их с фактическими и заложенными в проекте на строительство аналогичных скважин на площади
Графическая часть: Совмещенный график текущих относительных пластовых  давлений и давления ГРП по стволу скважины
Технологическая схема обвязки устья скважины противовыбросового оборудования при вскрытии эксплуатационного объекта
Технологическая обвязка устья  скважины при освоении
Заключение
Список использованной литературы
Приложения

 

 

 

 

Введение

     В данном курсовом проекте произведены расчеты и освещены вопросы, требующие решения при строительстве скважин и объединенных темой «Заканчивание скважин». Проектируемая скважина является добывающей. В работе приведены: краткая геотехническая характеристика скважины, обоснование заложения, глубины, профиля ствола скважины; дано обоснование конструкции скважины, произведены расчеты обсадных колонн и их цементирование, рассмотрены меры по охране труда при проведении проектируемых работ, а также рассмотрен специальный вопрос – «Разработка технико – технологических и организационно-экономических средств ускорения и повышения качества работ по первичному вскрытию и освоению эксплуатационного объекта. Выбрать и обосновать типы и параметры буровых растворов. Дать последовательное описание проектируемых организации и технологии работ по освоению скважины».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. КРАТКАЯ ГЕОТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ

   Данный курсовой проект выполнялся по скважине №116, куст №2 Маговского месторождения.  Маговское месторождение открыто в 1984 году. Ввод месторождения в разработку осуществлен в 1990 году. Маговское нефтяное месторождение расположено в Красновишерском районе Пермской области, в 42 км от г.Красновишерска и в 320 км севернее г.Перми. Ближайшая железнодорожная станция – Соликамск (70 км). Расстояние до магистрального нефтепровода 8 км.

Главные транспортные артерии -  шоссейная дорога Пермь – Соликамск, а также, в период летней навигации, водным транспортом по рекам Каме и Вишере. Слабо развита дорожная сеть, большое количество мелких речек, отсутствие переправ через основные реки, почти полная залесенность и значительная заболоченность создали неблагоприятные условия для проведения буровых работ на площади.

В орфографическом отношении район расположен в междуречье рек Язьва и Вишеры и представляет собой холмистую равнину почти полностью залесенную и на 80% заболоченную, особенно в юго – западной части, с заметным понижением рельефа от 300 до 130 м. Лес смешанный, преимущественно хвойный.

Климатические особенности:

Климат района континентальный, с холодной продолжительной зимой и коротки теплым летом. Температура воздуха:

• среднегодовая + 0,2 С
• наибольшая летняя + 36 С

• наименьшая зимняя - 53 С

Среднегодовое количество осадков 874 мм.         Максимальная глубина промерзания грунта 1,23 м. Продолжительность отопительного периода 232 сут. Продолжительность зимнего периода в году 170 сут.

Основной особенностью месторождения является его расположение в пределах государственного ландшафтного заказника областного значения «Нижневишерский», имеющего режим особого природопользования. Согласно положению о данном заказнике, хотя в его пределах и разрешены в ограниченных масштабах работы по разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, но их проведение имеет ряд жестких ограничений, основными из которых является запрет на размещение нефтепромыловых объектов в водоохранных зонах водоемов и водотоков.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ

1.1.1. Литологическая характеристика разреза ствола

 

Таблица 1.1

                                                              Альт.ротора 151 м.

№	Стратиграфия	Абсолютные  отметки, м			Наклонный  ствол ,м
		от	до	толщ.	от	до	длина
1	Четвертичные отложения	151	136	15	0	15	15
2	Уфимский ярус	136	3	133	15	148	133
3	Иренский горизонт	3	-367	370	148	523	375
4	Филипповский горизонт	-367	-451	84	523	611	88
5	Артинский ярус (терр.)	-451	-910	459	611	1090	479
6	Артинский ярус (карбон.)	-910	-1012	102	1090	1199	109
7	Сакмаро-ассельский	-1012	-1209	197	1199	1409	210
8	Верхний карбон	-1209	-1298	89	1409	1503	94
9	Мячковский горизонт	-1298	-1381	83	1503	1591	88
10	Подольский горизонт	-1381	-1450	69	1591	1663	72
11	Каширский горизонт	-1450	-1510	60	1663	1725	62
12	Верейский горизонт	-1510	-1583	73	1725	1801	76
13	Башкирский ярус	-1583	-1643	60	1801	1863	62
14	Серпуховский-в.визей	-1643	-1932	289	1863	2158	295
15	Тульский(кар)	-1932	-1972	40	2158	2198	40
16	Тульский(тер)	-1972	-2005	33	2198	2232	34
17	Турнейский	-2005	-2065	60	2232	2293	61
18	Фаменский	-2065	-2200	135	2293	2429	136
19	Забой	-2200			2429

 

 

 

1.1.2. Нефтеносность

Таблица 1.1.

Индекс страти графиче ского подраз деления	Интервал, м		Тип колле ктора	Плотность, г/см3		Подвиж ность, мкм2/м Па*с	Содер жание серы, % по весу	Содер жание параф ина, % по весу	Отметка ВНК, м	Параметры растворенного  газа
	от  (верх)	до (низ)		В пласт условиях	После дегазации					Газ. фактор, м3/т	Содерж. серово дорода, %	Содерж. углеки слого газа,%	отн. по воздуху плот ность газа	давле ние насыщ ения в пласт. усл., МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
С2b + C1s	1722 (1884)	1768 (1950)	тре- щин- ный	0,802	0,867	0,02	0,58	2,86	-1610	58,2	0,004	-	0,772	13,11
C1t + D3fm	2084 (2371)	2310 (2632)	тре- щин- ный	0,659	0,801	0,02	0,57	3,6	-2172 -2180	291,6	0,64	-	0,865	16,2

 

 

1.1.3. Газоносность

Свободный газ  отсутствует.

 

1.1.4. Водоносность

Таблица 1.1.3

Индекс страти графиче ского подраз деления	Интервал, м		Тип колле ктора	Плотность, г/см3	Химический  состав воды в мг-экв форме						Степень минера лизации, мг-экв/л	Тип минера лизации по Сулину	Относиться  к источнику питьевого водоснабжения
	от  (верх)	до  (низ)			анионы			катионы
					Cl-	SO4--	HCO3-	Ca++	Mg++	Na++ K+
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
C2b + C1s	1768  (1950)	1813 (2013)	порово- трещиноватый	1,175	4578,8	13	3,4	1078,3	477,9	3038,9	9190,3	ХЛК	нет

 

 

 

 

 

 

Давление и температура в продуктивных пластах (в графах 5,7 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: РФЗ — расчет по фактическим замерам в скважинах)

Таблица 1.1.4

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Пластовое давление,   МПА	Источник   получения	Температура в конце интервала
		от (верх)					до (низ)
					°С	источник получения
1	2	3	4	5	6	7
С2b + C1s	1722 (1884)	1768 (1950)	19	РФЗ	+19.7	РФЗ
C1t + D3fm	2082 (2371)	2310 (2632)	23,3	РФЗ	+38	РФЗ

     Примечание: Градиент давления гидроразрыва пород на 100м: 0-1000м а=2,6МПа; более 1000м а=2,34МПа для поглощающих горизонтов 0-500м а=1,2МПа; более 500м а=1,25МПа.

1.2. Осложнения по разрезу ствола

1.2.1 Поглощение бурового раствора в интервалах от 0 до 150 м, 886 до 1267 м/

Условиями возникновения  могут быть:

- наличие высокопроницаемых пород;

- превышение давления в скважине над пластовым.

 

1.2.2 Осыпи и обвалы стенок скважины: в интервалах 0–150 м, 682–722 м, 1739–1879м.

Причины возникновения  следующие:

- нарушение технологии бурения;

- отклонение параметров бурового раствора от проектных;

- несоблюдение скоростей СПО.

 Для предупреждения данного вида осложнений в интервале бурения 0 - 1879 м проводилась проработка ствола скважины в интервалах обвалообразований, многоцикловая промывка, контроль и выравнивание показателей бурового раствора, а также установка цементного моста после вскрытия артинский терригенных отложений.

 

1.2.3 Нефтегазоводопроявления:

- в интервале от 1884 до 1950 м возможны проявления нефти;

- в интервале от 2371 до 2632 м возможны проявления нефти;

Основными причинами  нефтеводопроявления являются:

- использование бурового раствора с плотностью меньше необходимой, в том числе при неконтролируемом вводе растворов химреагентов и воды;

- недолив скважины при подъеме инструмента;

- долив скважины водой либо раствором меньшей плотности;

- седиментационные процессы в растворе;

- поршневание при подъёме или спуске бурильного инструмента;

- ошибки в определении пластового давления;

- несоблюдение скоростей СПО;

- поглощение бурового раствора.

 

1.2.4 Прихватоопасные зоны. В интервалах возможных обвалообразований

Причинами возникновения  могут быть:

- отклонение параметров бурового раствора от проектных;

- плохая очистка бурового раствора от шлама;

- ошибки в определении рецептуры бурового раствора;

- оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО на длительное время (более 24 часов).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ОБОСНОВАНИЕ ЗАЛОЖЕНИЯ, ПРОФИЛЯ, ГЛУБИНЫ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

2.1. Проектные геолого – технические данные

Наклонно-направленная скважина  №116 Маговского месторождения куст №2.

 

Таблица 2.1 

Альтитуда ротора	151 м.
Проектная глубина (абс. отм.)	2429 (-2200м)
Проектный горизонт	Фаменский
Назначение  скважины	Добывающая
Проложение  ствола скважины	522м
Дирек. угол проложения	280053
Магн. азимут проложения	266027

 

2.2 Расчет профиля наклонно-направленного ствола

скважины №116 Маговского месторождения.

 

Проектная глубина  скважины по вертикали: 2429 м.  Альтитуда ротора 151 м.

№	Наименование участка	Длина(м)		Нач. уг.	Кон. уг	Инт	Дирекционный
		от	до	(град.)	(град.)	(гр./10м)	угол,  (град.)
1	Вертикальный	0	250	0	0	0	0
2	Набор зенитного угла	250	390	0	14	1,5	266,45
3	Набор зенитного угла	390	798	14	18	1,5	266,45
4	Падение зенитного угла	798	1090	18	15,1	5	266,45
5	Набор зенитного угла	1090	1159	15,1	22	1,5	266,45
6	Падение зенитного угла	1159	1726	22	16,3	1,5	266,45
7	Участок естественного  падения зенитного угла	1726	1801	16,3	14	0,7	266,45
8	Падение зенитного угла	1801	2429	14	5,9	1,5	266,45
9	Забой	2429

 

3. Данные инклинометрии

Допустимое  отклонение заданной точки входа  в кровлю продуктивного пласта от проектного положения (радиус круга допуска): 50 м.

Таблица 2.2

Глубина начала искривления	250 м.
Кровля пласта по вертикали	2005 м.
Отход от устья до забоя	522 м.

 

Метод вскрытия определяется главным образом  особенностями продуктивных пластов, к которым относятся пластовое давление, наличие пластовых и пропластковых вод, прочность пород, слагающих пласт, тип коллекторов (гранулярный, трещиноватый и др.).

Графики 2.1 и 2.2 характеризуют вертикальный и горизонтальный разрезы соответственно, и показывают различия между проектной и фактической инклометрией. 

 

 

 

 

 

 

График 2.1 Месторождение Маговское

Куст №2 скважина №116

 

График 2.2   Месторождение Маговское Куст  №2 скважина №116

 

 

Глубина скважины по вертикали, продуктивный пласт  которой предусмотрено полностью перекрыть эксплуатационной колонной, может быть рассчитана следующим образом:

 

,

где

=151 м. – альтитуда ротора;

=2200 м. – гипсометрическая глубина скважины;

= 195 м. - толщина пласта;

=10 м. – глубина  зумфа;

=15 м. – высота  цементного стакана;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Разработка  конструкции скважины базируется на следующих геологических и технико-экономических факторах: геологические особенности залегания горных пород, их физико-механическая характеристика, наличие флюидосодержащих горизонтов, пластовые температуры и давления, а также давление гидроразрыва проходимых пород; назначение и цель бурения скважины; уровень организации техники, технологии бурения; предполагаемый метод заканчивания скважины; уровень организации буровой бригады и организация материально-технического обеспечения; способ бурения скважины; способы и техника освоения и эксплуатации. Обоснование конструкции скважин производится в два этапа. На первом этапе обосновывается метод вхождения в пласт и количество обсадных колонн, глубины их спуска. На втором - размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

1) Максимально  возможное использование пластовой  энергии продуктивных горизонтов  в процессе эксплуатации за  счет выбора оптимальных конструкций забоя и диаметра эксплуатационной колонны;

2) Применение  эффективного оборудования, оптимальных  способов и режимов эксплуатации, подержания пластового давления, теплового воздействия и других  методов повышения нефтеотдачи  пластов;

3) Условия безопасности ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

4) Получение  необходимой горно-геологической  информации по вскрываемому разрезу;

5) Условия охраны  недр и окружающей среды, в  первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

 

3.1. Выбор числа обсадных колонн

Для выбора числа  обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород (ГРП) и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах «глубина - эквивалент градиента давления».

Под эквивалентом градиента давления понимают относительную плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению ГРП, т.е.:

 

1. Нпл =1610 м; Р_пл=19 МПа;

 

2. Нпл =2180 м; Р_пл=23,3 МПа;

 

В других интервалах пластовое давление равно гидростатическому, а

- эквивалент градиента гидроразрыва пласта

 

1. Hпл =150 м; Р_ГРП=1,8 МПа;

 

2. Hпл =890 м; Р_ГРП=11,1 МПа;

 

3. Hпл =1270 м; Р_ГРП=15,8 МПа;

 

На  построенном графике выделим  зоны с совместимыми условиями бурения. Выбор числа обсадных колонн:

1. Направление I спускают на глубину 15м
2. Направление II  спускают на глубину 40м.
3. Кондуктор  спускают на глубину 130м.

 

     Направления и кондуктор спускают для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор, крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов.

 

4. Техническая колонна спускают на глубину 798м для разобщения вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими, изоляции солевых отложений, предотвращения гидроразрыва пород при нефтегазопроявлениях и установки противовыбросового оборудования.

 

,где

P_у=P_пл-ρ_о.жgH_пл, где ρ_о.ж - относительная плотность нефти;

 

P_пл - пластовое давление;

 

P_у=P_пл-ρ_о.жgH_пл=23,3-710*10*2429=6,1 МПа

 

 – противодавление  на пласт;

=2,6 – эквивалент давления  ГРП;

 

- коэффициент безопасности;