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 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.
В проекте приводятся необходимые расчеты по цементированию, выбору оснастки эксплуатационной колонны.
Скважина по назначению является экспуатационной, вскрыт продуктивный горизонт,.расположенный в Мегионской свите(2505-2535 м).
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.
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ частьТаблица 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 алевролитов серых, слюдистых, тонкослоистых |
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 глинистым цементом |
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 |
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.
(1)
где РПЛ - пластовое давление;
РПЛ = gradРПЛ×Z; (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 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
(4)
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:
1. z=2535 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=823,8 м заполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по формуле:
(6)
где РПЛ - пластовое давление, в данном случае РПЛ = РНАС=11,6 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=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 надежность и минимальную стоимость скважины.
Верхние неустойчивые отложения перекроем путем спуска кондуктора до глубины 750 м . При данной глубине спуска, обеспечивается экологическая безопасность на случай нефтегазопроявлениия с 5 % запасом по давлению (kКОНД).
.
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:
(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 (4)
Определим глубину спуска кондуктора по стволу (длину кондуктора):
aa (10)
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
... – 114,3 мм) можно осуществлять практически весь набор операций подземного ремонта скважин и бурения. Параллельно с совершенствованием и созданием новых технологий выполнения нефтепромысловых работ шло развитие и технологии изготовления гибких труб, а также нефтепромыслового оборудования и инструмента, обеспечивающего их применение. Таблица 1. Виды работ Доля каждого вида работ в общем ...
0 комментариев