Разработка проекта заканчивания нефтегазовой скважины

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

В отечественной и зарубежной практике разведки и разработки залежей углеводородов большое внимание уделяется проблемам заканчивания нефтяных и газовых скважин. Объясняется это тем, что технико-экономические, качественные и экономические показатели освоения и ввода скважин в эксплуатацию на ранней и последующих стадиях разработки нефтегазовых месторождений в значительной степени определяется результатами буровых работ на стадий заканчивания скважин.

Вместе с тем, что от качественного вскрытия продуктивных пластов, во многом зависит объем и достоверность первичной информаций о геолого-физических и фильтрационно-емкостных характеристиках объектов, поиски и разведки залежей углеводородов, существенно повышаются эффективность и темпом этих работ.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе работ

Таблица 1

Наименование единицы измерения	Значение, название величины
1. Наименование площади 2. Блок (номер, название) 3. Административное расположение - область - район 4. Температура воздуха среднегодовая 5. Температура максимальная летняя 6. Температура минимальная зимняя 7. Среднегодовая количество осадков 8. Продолжительность отопительного периода в году 9. Азимут преобладающее направления ветра 10. Наибольшая скорость ветра 11. ММП (интервал залегания) 12. Сведения о площади строительства и подъездных путях: - рельеф местности - состояние грунта - толщина снежного покрова - толщина почвенного покрова - характеристика растительного покрова 13. Характеристика подъездных дорог - характер покрытия - высота насыпи. 14. Протяженность магистральной дороги 15. Источник водоснобжения 16. Источники электроснабжения 17. Средства связи	Уренгойское ЧД Тюменская Янао -8С 30С -54С 500-600 мм 284 сут. Южное 28-30 м/с 0-380 м сильно заболоченная, слабовсхолмленная равнина с большим количеством рек, озер. Абсолютные отметки от 5 до 50 м Мерзлый 1-2 м 20-50 см тундра кустарниковая, по берегам рек-березы - бетонное - до 100 см. 65 км. 1. Артзианская скважина. 2. Местные источники (реки, озера) ЛЭП Радиостанция.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Таблица 2

Глубина залегания	Элементы залегания (падение пластов по подошве )	Стандартные описание горной породы: полное название. характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
от кровли	до подошвы	мощность	Угол (град, мин.)	Торф, супеси, глины, пески Пески Пески, глины аливролитовые Глины алевритистые. опоковые, диатоновые Пески и песчаники серые тонкозернистые с прослоями глин,в нижней части глинистые отложения,глины серые, алевритистые, с включениями алевролитового материала. Глины слабоалевролитистые в нижней части опоковидные Глины плотные, аргилитоподобные Песчаники и алевролиты с прослоями глин Переслаивание песчанников, алевролитов с преобладанием аргиллитов Неравномерное переслаивание песчано-Алевролитовых и глинистых пластов
0 38 86 136 184 240 300 464 556 820 997 1054 1112 2009 2793	38 86 136 184 240 300 464 556 820 997 1054 1112 2009 2793 3000	38 48 50 48 65 51 164 92 264 157 77 58 897 784 207	0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 до 1

1.3 Давление и температура по разрезу

Таблица 3

Интервал, м	Градиенты	Температура С
От(верх)	До (низ)	Пласт. Давл., МПа/м	Порового МПа/м	Гидроразрыва пород, МПа/м	Горного, МПа/м	Геотермического Гр/м
0	38	0.01	н/опр.	0.0150	н/опр.	2.1	-3-4
38	86	0.01	-	0.0151	-	-	-4-5
86	136	0.01	-	0.0156	-	-	-4-5
136	300	0.01	-	0.0152	-	-	0.5
300	556	0.01	-	0.0160	-	-	1-9
556	820	0.01	-	0.0150	-	3.89	9-19

2. Обоснование способа вхождения в продуктивную залежь

Обоснование и проектирование конструкций скважины.

Под способом вхождения в пласт понимается последовательность операций разбуривания и крепления не посредсвенно продуктивной залежи.

На Уренгойском месторождении продуктивный пласт вскрывают по всей толщине, перекрывают эксплуатационной колонной с последующим цементированием и перфорацией.

Приведенная конструкция забоя скважины обеспечивает более надежное крепление забоя и сохранение диметра скважины. В этом варианте обсадная колонна с заранее приготовленными отверстиями в нижней части устанавливается в нижней части продуктивного пласта. После этого эксплуатационная колонна полностью цементируется. Цементируется так же интервал продуктивного пласта. После затвердевания цементного раствора производят перфорацию в продуктивном интервале.

К преимущество такой конструкций относятся:

- наиболее простая технология заканчивания скважин;

- более надежная изоляция продуктивного горизонта, чем при конструкций с открытым забоем;

- возможности до вскрытия продуктивных интервалов;

- сохранение устойчивости забоя скважины и проходного сечения при длительной эксплуатации.

Однако при такой конструкции забоя эксплуатационных скважин призабойная зона продуктивных пластов подвергается максимальному воздействию факторов, приводящих к кольматации и закупорке флюидонасыщенных пород и снижению потенциальной продуктивности скважин. Наибольший ущерб фильтрационным свойствам пород в призабойной зоне наносится при первичном вскрытии пласта и цементирования обсадной колонны.

Скважина является долговременным капитальным сооружением. Конструкция ее должна быть прочной, обеспечивать герметичность разобщения всех проницаемых пластов, вскрытия при бурении. Вместе с тем, конструкция должна быть экономной, включать в себя минимальное количество обсадных колонн.

В связи с тем, что продуктивный пласт сложен из слабоцементированного песчаника, происходит вынос песка из пласта в скважину. При этом происходит вынос песка из пласта в скважину. При этом происходит разрушение призабоиной зоны, а также образование в интервале перфорации песчаных пробок, что приводит к уменьшению дебита.

Для предотвращения выноса песка из пласта на забой спускают песчаные фильтры различной конструкции. Предпочтение отдается гравийным фильтрам, которые устанавливаются внутри перфарационной колонны и в интервале открытого продуктивного пласта.

Они обеспечивают техническую политику и удовлетворяют требованиям безопасности.

В последнее время в новых скважинах буровые бригады сразу после крепления.

Скважины эксплуатационной колонной и перфорации устанавливают фильтр, а в старых скважинах фильтры устанавливаются бригадами капитального ремонта.

3. Расчет обсадных колонн

3.1 Выбор конструкции скважины

Определяем конструкцию скважины исходя из значений пластового давления и давления гидроразрыва пород.

Определим плотность промывочной жидкости

Весь интервал 0-3000 м, можно пробурить на буровом растворе одной плотности.

Выбираем промывочную жидкость из условия:

,

где с бр отн - относительная плотность бурового раствора (по воде); коэффициент запаса; коэффициент пластового давления; коэффициент гидроразрыва пород, принимаем минимальное значение.

Принимаем плотность бурового раствора равной 1050 кг/м3.

Из вышеуказанного следует, что крепление скважины можно провести только одной колонной. Однако на Уренгойской площади применяется следующая конструкция скважин:

1. Кондуктор. Спускается до отметки 550 м для перекрытия зоны мерзлых пород с целью предотвращения перетоков газа, образования грифонов в случае аварийного выброса и закрытия скважины.

2. Промежуточная колонна. Спускается до отметки 1380 м с целью предотвращения перетоков газа, образования грифонов в случае аварийного выброса и закрытия скважины.

3. Эксплуатационная колонна. Спускается с целью изоляции продуктивных пластов и добычи (нефти) газа и газоконденсата.

Иногда для крепления устья, предотвращения его размыва на глубину 12 метров спускают направление.

3.2 Определяем диаметры обсадных колонн и долот

1. Эксплуатационная колонна.

Диаметр эксплуатационной колонны дает заказчик.

В нашем случае диаметр обсадной колонны равен 168.3 мм,

Выбираем долото диаметром Дд=215.9 мм

2. Промежуточная колонна

где внутренний диаметр обсадной колонны; зазор между долотом и обсадной колонной.

Принимаем колонну

3. Кондуктор:

Принимаем

4. Направление

Принимаем

Результаты расчетов заносим в таблицу 4.

Таблица 4

Обсадная колонна
Направление	426	406	10	490
Кондуктор	323.9	304.9	9.5	393.7
Промежуточная	244.5	224.5	10	295.7
Эксплуатационная	168.3			215.9

3.3 Выбор ПВО

Выбираем противовыбросовое оборудование. Определяем устьевое давление после

Полного заполнения скважины газом:

где пластовое давление;

Z= 1.05;

Т- температура газа в пластовых условиях;

Н1- глубина залегания продуктивного пласта;

- относительная плотность газа (по воздуху)

Для герметизации устья используют колонную головку типа ОКК-2-35-168*245*323.9*426.

Для герметизации устья требуется ПВО с рабочим давлением более 24.77 и диаметром проходных отверстии в превенторах 216 мм.

Комплектность оборудования противовыбросового:

ОП-2-230*35

Тип универсального превентора ПУ 1-230*35

Тип плашечного превентора ППГ-230*35

Тип манифольда МПБ 2-80*35

Масса комплекта 16000 кг.

3.4 Расчет эксплуатационной колонны на прочность

Таблица 5

Интервал по вертикали, м	Угол наклона ствола, град	Отклонение, м	Удаление, м	Глубина скважины подлине ствола, м
от	до	длина	в начале	В конце	средний	За интервал	общее	За интервал	общее
0	550	550	0	0	00	0	0	0	0	550
550	580	30	0	0	0	0	0	0	0	580
580	762	182	0	26.39	13.20	42.6	42.6	6.6	6.6	768
762	1380	618	26.39	26.39	26.39	306.8	349.4	71.9	78.5	1458
1380	2690	1310	26.39	26.39	26.39	650.1	909.5	152.4	231.0	2020
2690	3000	310	26.39	10.07	18.23	102.1	1101.6	16.4	247.3	3246

Эксплуатационная колонна цементируется на всю длину, до устья. В интервале 3000-2600 м (по высоте) применяется раствор плотностью 1800 кг/м3. От отметки 2600 м и до устья колонна цементируется цементным раствором с плотностью 1500 кг/м3. Техническая промежуточная колонна спущена на глубину 1380 м. В интервале 2690-2975 м находится пять продуктивных пропластков. Расчет колонны производим по нижнему пропластку, который залегает в интервале 2954-2975 м ( h=21м). Давление в пласте на момент начала разработки Скважина заканчивается глинистым раствором плотностью . Герметичность колонны будет определяться опрессовкой, проводимой продавочной жидкостью с плотностью сразу после получения «стоп». Эксплуатация заканчивается при Глубина скважины по длине составляет 3246 м.

1. Определим наружное давление после получения сигнала «стоп».

где плотность цементного раствора в интервале 3000-2600; плотность цементного раствора в интервале 2600-0; ускорение свободного падения.

2. Определяем внутреннее давление в колонне во время опрессовки

Так как на устье получается вакуум, то поднимаем насосами давление до 20 МПа. Тогда на забое давление будет равно:

3. Определяем внутреннее избыточное давление в 3х точках:

Ом, 2600 м, 3000 м.

Ом:

2600 м:

3000 м;

4. Определяем давление в эксплуатационной колонне при эксплуатации.

5. Определяем внутреннее избыточное давление:

Ом:

3000 м:

6. Определяем наружное избыточное давление.

Оно будет наибольшим в конце эксплуатации перед ликвидации скважин:

Ом:

3000 м:

Расчет эксплуатационной колонны относительно внутреннего давления ведем:

- с отметки 3000 м до 1100 м по внутреннему избыточному давлению при опрессовке;

- с отметки 1100 м до 0 по внутреннему по избыточному давлению в начале эксплуатации.

Относительно наружного давления расчет ведем по наружному избыточному давлению в конце эксплуатации.

Расчет производим по длине ствола скважины.

1-ый участок Н=3000 м L=315 м.

где коэффициент запаса прочности (1.051.15); сминающее давление; внутреннее давление, при котором возникает предел текучести материала труб; предельная страгивающая нагрузка; суммарная нагрузка колонны труб.

Выбираем трубы категории «Д» с

условие прочности выполняется. Длина участка 315 м.

2-ой участок Н=2700 м L=892 м.

Выбираем трубы категории «Д» с

условие выполняется

- условие прочности выполняется.

3-ий участок Н=1900 м L=1005 м

Выбираем трубы категории «Д» с

Длина участка 900 м.

Условие выполняются.

4-ый участок Н=1000 м L=1034 м

Выбираем трубы категории «Е» с

условие выполняется.

Таблица 6

Интервал по глубине, м	Интервал по длине, м	Длина участка, м	Категория прочности	Толщина участка, мм
3000-2700	3246-2931	315	Д	12.1
2700-1900	2931-2039	892	Д	10.6
1900-1000	2039-1034	1005	Д	8.9
1000-0	1034-0	1034	Е	8.9

4. Обоснование режима спуска обсадной колонны

При спуске колонны труб возникает опасность гидроразрыва пород из-за эффекта поршневания. Поэтому необходимо ограничивать скорость спуска колонны труб.

Рассчитываем максимально допустимую скорость спуска эксплутационной колонны в момент нахождения башмака в районе продуктивного пласта (Н=2954-2975).

Гидростатическое давление на глубине 2954 м, создаваемое буровым раствором будет равно:

Давление гидроразрыва пород в продуктивном пласте равно:

Запас давления составляет:

где коэффициент линейных потерь; L-длина участка; u- скорость движения жидкости; внутренний диаметр скважины; диаметр обсадной колонны; увеличение давления.

Определяем критическую скорость движения жидкости, при которой происходит переход из ламинарного движения в турбулентный.



где статическое напряжение сдвига, Па.

Зададимся скоростью спуска

Рассчитываем при движении обсадной колонны в обсаженной части скважины.

где скорость движения жидкости в кольцевом пространстве; диаметр эксплуатационной колонны; диаметр проходного сечения; коэффициент режима движения жидкости.

Предположим, что режим турбулентный. Тогда

наше предположение верно.

Число Рейнольдса:

где вязкость жидкости.

Рассчитываем при движении обсадной колонны в необсаженной части скважины.

Общее увеличение давления

Увеличиваем скорость спуска до 3 м/с и повторяем расчет

при движении обсадной колонны в обсаженной части скважины.

при движении обсадной колонны в необсаженной части скважины:

Общее увеличение давления

Максимально допустимая скорость спуска эксплуатационной колонны V=2,92м/с

5. Обоснование способа цементирования

скважина стратиграфический обсадной гидроразрыв

Интервал от забоя до отметки 2600 м цементируем раствором при относительном водосодержания 0.5 из тампонажного портландцемента.

Протяженность этого интервала по длине ствола составляет 425.5 м.

Интервал 2600-0 м цементируем облегченным цементным раствором

При плотности твердой фазы портландцемента плотности твердой фазы бентонитового глинопорошка

при В/Ц=0.8;

Способ цементирования выбираем одноступенчатый. В качестве буферной жидкости выбираем воду с Плотность промывочной жидкости 1050 кг/м3

Плотность продавочной жидкости 1050 кг/м3.

6. Расчет цементирования обсадной колонны

6.1 Определение потребного количества материалов и агрегатов

Объем портландцемента для нижнего интервала:

где коэффициент резерва, вводимый для компенсации влияния факторов, которые не поддаются учету, - соответственно средний диаметр скважины и наружный диаметр колонны в пределах нижнего участка, м; - внутренний диаметр колонны близ башмака, м; - высота (длинна) цементного стакана, оставляемого в колонне, м.

Объем облегченного цементного раствора.

а) для необсаженной части

.

б) для обсаженной части

Объем продавочной жидкости:

Масса тампонажного портландцемента:

Масса облегченного цемента:

Из них: - масса портландцемента

- масса глины

Объем воды для приготовления необлегченного раствора:

Для облегченного раствора

Объем буферной жидкости

Число смесительных машин 1АС-20 с вместимостью бункера 14.5м3 для приготовления необлегченного раствора - насыпная плотность портландцемента:

выбираем 1ЦСМ;

для облегченного цементного раствора

выбираем 4 ЦСМ.

Суммарное количество цементосмесительных машин:

машин.

Производительность 1 ЦСМ для тампонажного раствора:

где - объемная скорость подачи сухого тампонажного материала в гидросмеситель.

Рассчитываем режим работы для смесительных машин (водонапорный насос может нагнетать в гидросмеситель 13 л/с воды под давлением 1.5 МПа)

для ЦР:

для ОЦР:

- для ЦР

- для ОЦР

Для закачки облегченного цементного раствора, продавочной и буферной жидкостей используем агрегаты ЦА-320М.

6.2 Последовательность закачки жидкостей в скважину

1. На 4 скорости агрегат ЦА-320М с Q=14,5 л/с закачивает 3,5 м3 буферной жидкости.

2. На 4 скорости 4 агрегата ЦА-320М с суммарной подачей 58 л/с закачивают 49.03 м3 ОЦР.

3. На 4 скорости 1 агрегат ЦА-320М закачивает 7,23 м3 с Q=14.5 л/с.

4. 1 агрегат с Q=14,5 л/с закачивает 2 м3 продавочной жидкости на 4 скорости, затем к нему присоединяются 2 агрегата и вместе они начинают продавливать продавочную жидкость. При устьевом P=6 МПа один агрегат прекращает подачу, затем оставшиеся 2 агрегата переключаются на 3 скорость, после некоторого времени на 2-ю и оставшиеся 2 м3 продавочной жидкости закачиваются 1-им агрегатом на 1-ой скорости.

Определяем время цементирования:

Размещено на Allbest.ru