Расчёт и крепление обсадных колонн

Министерство образования Российской Федерации

Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет

 

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Выполнил:

ст. гр. ГБ-99-01 / Aхматдинов Р.Б./

Проверил: /Янгиров Ф.Н./

Уфа 2003

Содержание:

 

Введение

1.  Обоснование и проектирование конструкции скважины

2.  Расчет обсадных колонн

3.  Обоснование состава технологической оснастки компоновки обсадной колонны

4.  Обоснование способа и режима спуска ОК

5.  Обоснование способа цементирования, параметров и вида тампонажных материалов

6.  Обоснование способа контроля качества цементирования

7.  Выбор и обоснование способа освоения скважины

8.  Вопросы ОТ, ОС и ТБ при заканчивании скважин

Литература

Введение

 

Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы той или иной страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов, а также добыче нефти и газа.

В России, где основным источником формирования бюджета и поступления валютных резервов является нефтегазовый комплекс, вопрос о поддержании объемов производства и их росте наиболее актуален. Уменьшение объемов добычи связано с истощением запасов месторождений, износом основных производственных фондов.

Решение данной проблемы возможно только путем введения в разработку новых месторождений, а также путем разработки более глубоких горизонтов.

Для этого необходимо значительно увеличить объем буровых работ и работ по капитальному ремонту скважин в основном путем повышения технико-экономических показателей бурения за счет роста производительности труда и улучшения технологической базы. Рост производительности труда зависит от технологии бурения (ремонта) и квалификации работников, а улучшение технологической базы возможно путем внедрения новых разработок и увеличения научно-исследовательской работы в данной отрасли.

Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу - повысить эффективность и улучшить качество бурения. Эта задача включает в себя как количественный рост, так и качественный: совершенствование техники и технологии бурения скважин, повышение производительности буровых работ и снижение их себестоимости. Немалые резервы заключаются в совершенствовании качества вскрытия нефтяных и газовых пластов при бурении, ускорении опробования и испытания, в совершенствовании конструкций скважин и уменьшению металлоемкости, в повышении долговечности крепления и разобщения нефтегазоводоносных горизонтов.

В настоящее время к строительству скважины предъявляются значительно более жесткие экологические и экономические требования. Строительство скважины и ее эксплуатация должны оказывать минимальное влияние на экосистему. Разработка месторождения должна преследовать цель не максимально быструю его выработку, а наибольшую его нефтегазоотдачу с причинением минимального ущерба окружающей среде.

Целью данного курсового проекта является закрепление теоретических знаний по дисциплине "Заканчивание скважин" и получение практических инженерных навыков при решении вопросов связанных с расчётом и креплением обсадных колонн.

Исходные данные для проектирования

В данном отчете по производственной практике представлены сведения о Лесмуровском месторождении Стрежевского УБР. Стрежевское УБР входит в состав закрытого акционерного общества «Сибирская сервисная компания».

Данное месторождение находится в южной части Томской области. Рельеф местности, в большей части, равнинный и слабо всхолмленный. Местность сильно заболоченная и покрыта озерами. Толщина почвенного слоя достигает тридцати сантиметров. В зимний период времени толщина снежного покрова достигает ста пятидесяти сантиметров. Месторождение находится в зоне сосново-березовых лесов. Грунт, в основном, торфяно-болотный, песчаный а также представлен суглинками, глинами и супесями.

Среднегодовая температура воздуха –20 градусов по Цельсию, максимальная летняя температура составляет +35 градусов по Цельсию, минимальная температура в зимний период –50 градусов по Цельсию. Максимальная глубина промерзания грунта – 2,4 метра. Преобладающее направление ветра в зимний период – юго-западный и западный, а в летний – северный и северо-восточный. Максимальная скорость ветра – 22 метра в секунду. Многомерзлые породы отсутствуют.

Отопительный период продолжается 257 суток.

Таблица 1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

Стратиграфическое подразделение	Глубина залегания, м		Мощность, м		Краткое описание пород	Индекс подразделения	Коэфф. кавернозности
	от	до
1	2		3		4	5	6
Четвертичные отл. Журавская свита Новомихайловская свита Атлымская свита Чеганская свита Люлинворская свита Талицкая свита Ганькинская свита Березовская свита Кузнецовская свита Уватская свита Х-мансийская свита Викуловская свита Кошайская свита Фроловская свита	0 30 85 190  240 455 670 820 990 1100 1130 1550 1740 2015 2070	30 85 190 240 455 670 820 990 1100 1130 1550 1740 2015 2070 2700		30 55 105 50 215 215 150 170 110 30 420 190 275 55 630	Суглинки, глины. Пески, глины Глины, пески Пески, алевролиты Глины Глины, опоки Глины, алевролиты Глины Глины, алевролиты Глины Глины, песчаники, пески, алевролиты Песчаники, глины, алевролиты Песчаники, алевролиты, аргиллиты Аргиллиты,глины,алев-ролиты Песчаники, глины, алевролиты аргиллиты	Q Р2/3 Р2/3 Р1/3 Р1/3-Р3/2 Р2/2 Р1 К2 К2 К2 К2+К1 К1 К1 К1 К1	1,3 1,3 1,3 1,3 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25

Таблица 2 . Нефтеность по разрезу скважины.

Индекс стратигр. Подразде-ления	интервал		Тип коллетора	Плот ность, г/см3	Содержание серы,%/ парафина,%	Дебит,м/сут	Газовый фактор, м/м3
	от	до
1	2	3	4	5	6	7	8
К1(АС10) К1(АС11) К1(АС12)	2470 2520 2590	2490 2535 2650	Поров поров поров	0,868 0,866 0,863	1,2/2,5 1,2/2,5 1,2/2,5	3,2-58 19,3-57 4,2	- 67 -

Таблица 3.Водоносность.

Индекс страте-графического подразделения	Интервал, м		Тип коллектора	Плот-ность, г/см3	Дебит, м3/сут	Химический состав воды, мг/экв						Минерализация, г/л
	от	до				анионы			катионы
						Cl2	SO4	HCO3	Na(K)	Mg	Ca
К2-К1	1090	1910	Поров.	1,01	15-20	98	-	2	92	3	5	15-18
К1(АС4-6)	2055	2060	Поров.	0,98	5-28	90	0,5	9,5	93	1	6	14-16
К1(БС16-22)	2785	2790	Поров.	0,98	3,03	92	-	8,0	96	0,5	3,5	14-16

Таблица 4.Давление и температура по разрезу скважины.

Индекс стратегр подразделения	Интервал, м		Градиент
	от	до	Пластового давления		Гидроразрыва пород		Горного давления		Геотермический
			Величина кгс/см2 на м	Источник получения	Величина, кгс/см2 на м	Источник получения	Величина, кгс/см2 на м	Источник получения	Величина град. С на 100 м	Источник получения
Q-P3/2	0	450	Рпл=Ргр	расчет	0,20	расчет	0,22	расчет	2,5	РФЗ
Р3/2-К2	450	1130	0,100	расчет	0,20	расчет	0,22	расчет	2,5	РФЗ
К2-К1	1130	1740	0,100	расчет	0,17	расчет	0,22	расчет	3,0	РФЗ
К1	1740	2700	0,099	расчет	0,17	расчет	0,22	расчет	3,0	РФЗ

Осложнения при бурении

Возможные осложнения по разрезу скважины предполагались как поглощение бурового раствора в интервале: 0-450 метров, с максимальной интенсивностью до 5 кубометров в час, при условии что параметры бурового раствора будут отклоняться от проектных. А также предполагалось разжижение глинистого раствора в интервале 1130-2015 метров при попадании в глинистый раствор агрессивной пластовой воды, сужение ствола скважины в интервале 2015-2700 за счет разбухания глины.

Также в интервале от 0 до 450 метров находились наиболее опасные прихватоопасные зоны, которые могли активизироваться за счет отклонения бурового раствора от проектных параметров и плохой очистки.

Возможные осыпи и обвалы стенок скважины по интервалам, а также их причины представлены в таблице 5.

Таблица 5. Осыпи и обвалы стенок скважины.

Индекс стратегр. Подразделения	Интервал, м		Интенсивность осыпей	Проработка в интервале из-за этого осложнения		Условия возникновения
	от	до		Мощность, м	Скорость, м/час
Q-P3/2  P3/2-К2 К2-К1	0 450 1130	450 1130 2015	Интенсивные слабые слабые	550 680 885	100-120 100-120 100-120	Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, несоблюдение параметров бурового раствора, орг. простои.

Таблица 6. Нефтегазоводопроявления.

Индекс Стратеграф подразделения	Интервал, м		Вид проявляемого флюида	Условия возникновения
	от	до
К2+К1	1130	1740	Вода	Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента снижение давления в скважине ниже гидростатического, низкое качество глинистого раствора
К1(АС10)	2470	2490	Нефть
К1(АС11)	2520	2535	Нефть
К1(АС12)	2590	2655	Нефть