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 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 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 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

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.

(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



Информация о работе «Заканчивание скважин на примере ООО "Лукойл-Бурение"»
Раздел: Геология
Количество знаков с пробелами: 49410
Количество таблиц: 10
Количество изображений: 8

Похожие работы

Скачать
130521
39
18

... – 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


Наверх