Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Способы освоения скважин

Способы освоения скважин

Обоснование профиля скважины: способа цементирования, вхождения в продуктивный пласт и выбор типоразмера ПВО. Реологические параметры тампонажных растворов для цементирования эксплуатационной колонны. Расчет наружных и внутренних избыточных давлений.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 21.10.2011
Размер файла 380,6 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Содержание

  • Введение
  • 1. Геологическая часть
  • 2. Профиль скважины
  • 3. Обоснование конструкции скважины
  • 3.1 Обоснование способа цементирования
  • 3.2 Обоснование способа вхождения в продуктивный пласт
  • 4. Обоснование типоразмера ПВО
  • 5. Расчет эксплуатационной колонны
  • 5.1 Расчёт наружных давлений
  • 5.2 Расчёт внутренних давлений
  • 5.3 Расчёт наружных избыточных давлений
  • 5.4 Расчёт внутренних избыточных давлений
  • 5.5 Выбор типа труб
  • 6. Спуск обсадной колонны
    • 6.1 Обоснование режима спуска обсадных колонн
    • 6.2 Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны
    • 6.3 Расчет допустимой глубины опрожнения колонны
    • 7. Оснастка обсадных колонн
    • 8. Цементирование обсадной колонны
    • 8.1 Определение объёмов тампонажных растворов для цементирования эксплуатационной колонны
    • 8.2 Определение потребного количества компонентов
    • 8.3 Реологические параметры растворов
    • 8.4 Определение режима работы цементировочной техники
    • 8.5 Общая потребность в цементировочной технике
    • 8.6 Расчет времени цементирования
    • 9. Контроль качества цементирования
    • 10. Способ освоения скважины
    • 11. Охрана труда, окружающей среды и ТБ при заканчивании скважин
    • Список использованной литературы

Введение

Заканчивание является одной из наиболее важных стадий в строительстве скважин. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение во многом определяет будущий дебит скважины. Поэтому при проведении этих работ необходимо принимать все возможные меры для повышения качества заканчивания скважин.

Скважина по назначению является добывающей, вскрыт продуктивный горизонт расположенный на Чинарёвском нефтегазоконденсатном месторождении.

В проекте приводятся необходимые расчеты по цементированию, выбору оснастки эксплуатационной колонны, выбору способа освоения 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

85

Неогеновые отложения

N

1,50

85

180

Туртасская свита

P3/trt

1,50

180

215

Новомихайловская свита

P3/nm

1,50

215

250

Атлымская свита

P3/atl

1,50

250

400

Тавдинская свита

P2-3/tv

1,50

400

670

Люлинворская свита

P2/llv

1,50

670

750

Талицкая свита

P1/tl

1,30

750

980

Ганькинская свита

К2/gn

1,30

980

1060

Березовская свита

К2/br

1.30

1060

1070

Кузнецовская свита

К2/kz

1,30

1070

1860

Покурская свита

К1-2/pkr

1,30

1860

1940

Алымская свита

К1/alm

1,30

1940

2396,7

Вартовская свита

К1/vrt

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

85

Супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, алевриты серые тонкослоистые

P3/trt

85

180

Глины зеленовато-серые, алевриты серые тонкослоистые, местами с прослоями песков и бурых углей

P3/nm

180

215

Неравномерное переслаивание глин темно-серых, серых алевритов и мелкозернистых кварц-полевошпатовых песков

P3/atl

215

250

Пески светло-серые, мелко-крупнозернистые, кварц-полевошпатовые. Прослои алевритов, глин и бурых углей

P2-3/tv

250

400

Глины зеленовато-серые, алевролитистые, листоватые. Встречаются пропластки песков

Р2/llv

400

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

980

Глины серые, слабо известковистые, алевритистые, с редкими прослоями мергелей

K2/br

980

1060

Глины серые, слабослюдистые, алевритистые, прослоями опоковидные, встречается глауконит, сидерит

К2/kz

1060

1070

Глины темно-серые, до черных, массивные, однородные

К1-2/pkr

1070

1860

Чередование глин темно-серых, слюдистых, песчаников светло-серых, мелко-среднезернистых и алевролитов серых, слюдистых, тонкослоистых

К1/alm

1860

1940

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

1940

2396,7

Верхняя подсвита: аргиллиты зеленоватые, алевритистые, комковатые и песчаники серые слюдистые. Нижняя подсвита: глины серые алевритистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цементом

Таблица 3 Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Фазовая проницаемость, мкм2

Минерализация, г/л

От

До

Q

0

40

Гранулярный

1000

>100

<1,0

P3atl-nm

180

250

Гранулярный

1000

>100

<1,0

К1-2pkr

1070

1860

Гранулярный

1014

>100

18-22

Таблица 4 Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Градиент давления

Пластовые

Пластового

Гидроразрыва

Горного

Температуры, оС

От

До

кгс/см2

кгс/см2

кгс/см2

От

До

От

До

От

До

Q + N

0

85

0,100

0,100

0,0

0,2

0

0,190

3

P3trt

85

180

0,100

0,100

0,2

0,198

0,190

0,190

0

P3nm

180

215

0,100

0,100

0,198

0,198

0,190

0,190

5

P3atl

215

250

0,100

0,100

0,198

0,198

0,190

0,190

8

P2-3tv

250

400

0,100

0,100

0,198

0,196

0,190

0,190

10

P2llv

400

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

980

0,100

0,100

0,192

0,19

0,210

0,210

30

K2br

980

1060

0,100

0,100

0,19

0,188

0,215

0,215

35

K2kz

1060

1070

0,100

0,100

0,188

0,186

0,220

0,220

50

K1-2pkr

1070

1860

0,100

0,100

0,186

0,18

0,230

0,230

58

K1alm

1860

1940

0,100

0,100

0,18

0,177

0,230

0,230

65

K1vrt

1940

2396,7

0,100

0,100

0,177

0,177

0,230

0,230

75

Таблица 5 Нефтегазоносность по разрезу скважины

Пласт

Интервал,

м

Тип коллектора

Плотность нефти, г/см3

Вязкость нефти в пл. условиях, 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

АВ1-2

1936

1956

Пор.

0,79

0,87

0,55

0,7

2,2

35,95

0,15

737

11,6

АВ82б

2311

2326

Пор.

0,76

0,87

0,52

0,7

1,7

44,7

0,16

733

10,1

Таблица 6 Типы и параметры буровых растворов

Ттип раствора

Интервал по стволу, 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 песка, %

РН

1

10

глинистый

0

736

1,160,02

55-60

8-9

15

35

1-2

2

7-9

глинистый

736

1017

1,100,02

18-20

7-8

8-10

12-15

1-2

1-2

7-9

глинистый

1017

2388

1,120,02

22-25

6-7

8-10

12-20

<1

1

7-9

малоглинистый

2388

2525

1,080,02

24-60

3-5

5-20

10-35

0,3-0,5

<1

8-9

2. Профиль скважины

Таблица 7 Данные для построения профиля

Участок

ai, м

hi, м

li, м

вертикальный

0

370

370

набора зенитного угла

33,1

178,9

183

стабилизации зенитного угла

378,1

986,5

1037,2

спада зенитного угла

178,9

775,6

874,8

3. Обоснование конструкции скважины

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по совмещенному графику давлений пластового и гидроразрыва, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины.

,(1)

где РПЛ - пластовое давление;

РПЛ = gradРПЛHi;(2)

В - плотность воды;

Нi - текущая глубина скважины.

Коэффициент поглощения Кп рассчитывается по формуле Итона:

,(3)

где - коэффициент Пуассона;

Кг - индекс геостатического давления.

Кг рассчитывается по формулам (1) и (2).

Результаты расчетов приведены в таблице 8.

Таблица 8

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

РПЛ, МПа

РПОГЛ, МПа

Ка

Кп

От

До

От

До

От

До

От

До

От

До

От

До

Q + N

0

85

0

0,85

0

1,7

1,02

1,02

0,45

0,45

1,77

1,77

P3trt

85

180

0,85

1,8

1,7

3,56

1,02

1,02

0,45

0,45

1,77

1,77

P3nm

180

215

1,8

2,15

3,56

4,26

1,02

1,02

0,45

0,45

1,77

1,77

P3atl

215

250

2,15

2,5

4,26

4,95

1,02

1,02

0,44

0,44

1,74

1,74

P2-3tv

250

400

2,5

4,0

4,95

7,84

1,02

1,02

0,43

0,43

1,71

1,71

P2llv

400

670

4,0

6,7

7,84

12,99

1,02

1,02

0,42

0,42

1,76

1,76

P1tl

670

750

6,7

7,5

12,99

14,4

1,02

1,02

0,37

0,37

1,68

1,68

K2gn

750

980

7,5

9,8

14,4

18,62

1,02

1,02

0,36

0,36

1,65

1,65

K2br

980

1060

9,8

10,6

18,62

19,93

1,02

1,02

0,34

0,34

1,62

1,62

K2kz

1060

1070

10,6

10,7

19,93

19,9

1,02

1,02

0,33

0,33

1,62

1,62

K1-2pkr

1070

1860

10,7

18,6

19,9

33,48

1,02

1,02

0,33

0,33

1,67

1,67

K1alm

1860

1940

18,6

19,4

33,48

34,34

1,02

1,02

0,3

0,3

1,59

1,59

K1vrt

1940

2396,7

19,4

23,97

34,34

34,34

1,02

1,02

0,3

0,3

1,59

1,59

По результатам расчетов строится совмещенный график безразмерных давлений.

Рис. 2. График безразмерных давлений.

Как видно из рисунка 2, несовместимых по условиям бурения интервалов в разрезе скважины нет.

Построим график распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Для построения воспользуемся значениями РПОГЛ из таблицы 8, а значения давлений внутри ствола рассчитаем по формуле:

(4)

где Н - плотность пластовой нефти, Н=760 кг/м3;

РПЛ - пластовое давление, РПЛ=23,33 МПа.

Подставим значения z в выражение (4), и получим две точки для построения графика:

1. z=2311 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=536,5 м заполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по формуле:

,(6)

где РПЛ - пластовое давление, в данном случае РПЛ = РНАС=10,1 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=536,5 м;

z - расчетная глубина, при пересчете на устье z=0 м.

Рис. 3. График распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом.

Согласно рисунку 2, достаточно двух обсадных колонн, такая конструкция обеспечит достаточную надежность и минимальную стоимость скважины.

Верхние неустойчивые отложения перекроем путем спуска кондуктора до глубины 736 м. При данной глубине спуска, обеспечивается экологическая безопасность на случай нефтегазопроявления с 5 % запасом по давлению (kКОНД).

.

Далее ствол обсаживается эксплуатационной колонной до глубины 2396,7 м. 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;

-зазор между муфтой и стенкой скважины =5-40 мм.

Определим внутренний диаметр промежуточной колонны (кондуктора) по формуле:

,(9)

где - зазор между долотом и стенкой кондуктора, =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 (8)

.

Определим глубину спуска кондуктора по стволу (длину кондуктора):

,(10)

где l1, l2, h1, h2 -длины по стволу и глубины по вертикали соответствующих участков профиля; - максимальный зенитный угол (на участке стабилизации) (см. таблицу 7);

hконд - глубина спуска кондуктора по вертикали, hконд=720 м.

В кондукторе используем обсадные трубы с треугольной резьбой 244,58,9-Д - ГОСТ-623-80. Практика показывает, что данные обсадные трубы выдерживают необходимые нагрузки. Принимаем, что башмак эксплуатационной колонны будет спущен на глубину 2386,7 м (10 м до забоя скважины). Тогда длина эксплуатационной колонны будет Результаты расчетов сведем в таблицу 9.

Таблица 9

Название колонны

Диаметр колонны, мм

Глубина спуска колонны, мм

Интервал цементирования от башмака, м

Диаметр долота, мм

Кондуктор

244,5

736

до устья

295,3

Эксплуатационная

146

2465

до устья

215,9

3.1 Обоснование способа цементирования

Кондуктор и колонна цементируется до устья, для разобщения водоносных горизонтов. Обсадная колонна цементируется в одну ступень (требование заказчика) до устья. Самым слабым пластом является Вартовская свита (Кп=1,59), РПОГЛ=34,34 МПа. Давление столба цементного раствора на поглощающий пласт с учетом гидродинамических потерь при цементировании должно удовлетворять условию РПОГЛ1,1РЦ.Р..(11) Таким образом давление столба цементного раствора не должно превышать величины Для дальнейших расчетов примем, что интервал от забоя и на 300 м выше продуктивного пласта (2096,7-2396,7 м по вертикали) цементируется ПЦТ-1-50 по ГОСТ 1581-96 с плотностью раствора Ц.Р.=1,80 г/см3 (В/Ц=0,45) Давление столба ПЦТ-1-50 будет составлять

.

Рассчитаем плотность облегченного раствора

Данная плотность может быть получена путем добавления в ПЦТ-1-50 алюмосиликатных микросфер (отношение ПЦТ: микросферы порядка 80:20).

3.2 Обоснования способа вхождения в продуктивный пласт

Так как продуктивный пласт сложен песчаниками мелко- и среднезернистыми, 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.

4. Обоснование типоразмера ПВО

Из расчетов, проведенных для построения рисунок 3, устьевое давление.

.

Рабочее давление ПВО определяется по формуле:

.

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа ОКК1-14-146245 [1, с. 241].

Выбираем схему ПВО №1, так как рабочее давление не превышает 35 МПа, и диаметр долота 215,9 мм - схема монтажа ПВО изображена на рисунке 5. По рабочему давлению подходит ПВО типа ОП2-23035, включающее в себя: превентор универсальный ПУ1-23035; плашечный превентор ППГ-23035; манифольд МПБ2-8035. Масса комплекта 16000 кг.

скважина пласт тампонажный колонна

Рис. 5.Схема монтажа ПВО

1, 2 - универсальный и плашечный превенторы;

3 - устьевая крестовина;

4, 6 - задвижки с гидравлическим и ручным управлением;

5 - манометр с запорным и разрядным устройствами;

7 - регулируемые дроссели с гидравлическим и ручным управлением;

8 - отбойная камера с разрядным устройством.

Данный комплект ПВО имеет номинальный диаметр проходного сечения 230 мм, а, следовательно, в случае выброса может загерметизировать устье как при спущенной бурильной колонне, так и при колонне обсадных труб.

5. Расчет эксплуатационной колонны

5.1 Расчёт наружных давлений

До затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2096,7 м:

z=2396,7 м:

После затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2096,7 м:

где ПОР - плотность поровой жидкости цементного камня;

z=2396,7 м:

5.2 Расчёт внутренних давлений

При ликвидации открытого фонтанирования с закрытым устьем:

z=0:

z=446,5 м:

z=2096,7 м:

z=2396,7 м:

При опрессовке (колонна опрессовывается после получения момента "стоп"):

z=0: (нормативная величина)

z=2096,7 м:

z=2396,7 м:

При продавке:

z=0:

z=2096,7 м:

z=2396,7 м:

5.3 Расчёт наружных избыточных давлений

Максимальные наружные избыточные давления возникают при окончании продавки цементного раствора. Необходимо также учитывать коэффициент разгрузки k=0,25 [2, стр 19]т.е. (1-k)=0,75.

z=0:

z=2096,7 м:

z=2396,7 м: без учета коэффициента k:

с учетом коэффициента k:

5.4 Расчёт внутренних избыточных давлений

Максимальные внутренние избыточные давления возникают при опрессовке колонны после ОЗЦ.

z=0:

z=2096,7 м:

z=2396,7 м:

По результатам расчетов строится совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений, который показан на рисунке 6.

5.5 Выбор типа труб

Определим интенсивность искривления 0 по формуле:

,(12)

где R1-радиус искривления ствола скважины в интервале набора зенитного угла, R1=500 м.

Коэффициент запаса прочности на страгивание n3=1,15 [2,стр. 23]

Коэффициент запаса прочности на внутреннее давление n2=1,15

коэффициент запаса прочности на смятие n1=1,1 [2, стр. 22].

Рис. 6. Совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений в эксплуатационной колонне;

РНИ - наружные избыточные давления при окончании продавки цементного раствора;

РВИ - внутренние избыточные давления при опрессовке эксплуатационной колонны.

Подбор компоновки эксплуатационной колонны ведем по эпюрам (рисунок 6) наружных избыточных давлений с учетом внутренних давлений и страгивающих нагрузок. Так как максимальными являются внутренние избыточные давления, то расчёт будем вести по ним. При расчете предположим, что колонна имеет одну секцию. Рассчитаем обсадную колонну, для расчета первой секции используем трубы ОТТМ 1467,0-Д-ГОСТ 632-80.

[Pкр]=20,1 МПа, [Q]=1156 кН, [Рни]=31,8 МПа, [Qстр]=931 кН, q=0,247 кН.

Трубы первой секции должны выдерживать давление:

n1P2260ни=1,19,93=10,92 МПа.< [Pкр]=20,1 МПа.

,

,

QЭК=LЭКqЭК=2475,20,247=611,37 кН,

,

Расчет совместного действия растягивающих нагрузок и внутреннего давления

Рассчитаем уточненное значение n2

Спускаем эксплуатационную колонну, имеющую одну секцию. Результаты расчетов сведем в таблицу 10.

Таблица 10 Результаты расчета эксплуатационной колонны

№ секции

Длина, м

Группа прочности

Толщина стенки, мм

Вес секции, кН

n1

n2

n3

1

2475,2

Д

7,0

611,37

4,98

4,19

1,89

6. Спуск обсадных колонн

6.1 Обоснование режима спуска обсадных колонн

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения

Рс = Ргст +Ргд Ргр,

где Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва);

Ргд - гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом;

Ргр - давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта.

Гидродинамическое давление при спуске находится при турбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле

,

при ламинарном течении.

В формулах - соответственно длина и гидравлический диаметр кольцевого пространства на i-том участке; Ui - скорость течения жидкости на i - том участке; n - количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, 0 - динамическое напряжение сдвига, - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Коэффициент является функцией параметра Сен-Венана - Илюшина i=f(Seni), где Seni=0Di/i, и находится по интерполяционной формуле (для интервалов 10<Sen<900)

6.2 Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны

Наиболее слабый пласт на забое скважины (Вартовская свита).

Зададимся скоростью спуска U=0,5 м/c, тогда скорость движения вытесняемой жидкости Uж будет равна:

где DС, DТ - соответственно диаметр скважины и наружный диаметр обсадных труб;

где Kк - коэффициент кавернозности.

K - коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колонны труб. Для практических расчётов можно принять K=0,5.

Пусть режим течения вытесняемой жидкости в интервале установки колонны будет ламинарный, тогда:

Критическая скорость течения жидкости при смене режимов определяется по следующей формуле:

где

Тогда

Скорость течения жидкости UЖ<UКР, то режим ламинарный.

где

Получаем:

Гидродинамические давления на данном участке составят:

Результаты аналогичных расчётов для различных скоростей спуска эксплуатационной колонны приведены в таблице 11.

Таблица 11 Зависимость Pгд от скорости спуска эксплуатационной колонны.

Uсп, м/с

Uж, м/с

Uкр, м/с

Sen

Re*

Pгд, МПа

0,5

0,587

1,15

31,73

0,59

0,47

1

1,17

1,15

10199

0,02436

0,54

2

2,35

1,15

20484,9

0,0217

1,93

3

3,52

1,15

30683,8

0,0206

4,12

4

4,7

1,15

40970

0,0198

7,06

По результатам расчетов таблицы 11 построим график зависимости РГД = f(UСП).

Давление столба промывочной жидкости на пласт будет равно

Тогда максимальное гидродинамическое давление, не допускающее поглощения будет равно , что соответствует скорости спуска приблизительно равной 4,3 м/с.

Рис. 7. Зависимость РГД = f(UСП)

Скорость спуска обсадной колонны для недопущения гидроразрыва не должна превышать 4м/с. Исходя из условия безопасного спуска колонны, примем скорость спуска, равную 1,5 м/с.

6.3 Расчет допустимой глубины опорожнения колонны

Допустимая глубина опорожнения колонны при спуске определяется из условия предупреждения ее смятия наружным избыточным давлением.

Колонну следует доливать через каждые 800 м.

7. Оснастка обсадных колонн

Кондуктор.

Кондуктор цементируется до устья прямым одноступенчатым цементированием.

Оснастка колонны:

- башмак БК - 245;

- обратный клапан ЦКОД-245 на расстоянии 5 м от башмака;

- "стоп"- кольцо на расстоянии 10 м от башмака;

- центраторы ЦЦ-245/295;

Пружинные центраторы на кондуктор установить на глубинах: 10м, 100м, 250м, далее через 40м - 5 центраторов, выше башмака через 20м - 3 центратора. Общее количество центраторов - 11шт.

Эксплуатационная колонна.

Эксплуатационная колонна цементируется прямым способом в одну ступень до устья.

Оснастка колонны:

- башмак БК-146;

- обратный клапан ЦКОД-146 на расстоянии 5 м от башмака;

- "стоп"- кольцо на расстоянии 10 м от башмака;

- центраторы ЦЦ-2-146/216 в интервале 300-750 м по одному центратору на трубу;

Пружинные центраторы на эксплуатационную колонну установить на глубинах: 10м, далее с глубины 1114м через 22м - 42центратора (в интервале 2048-2070 м по 2шт. на концах одной трубы - 4 центраторов) ниже - 2 шт. Общее количество центраторов - 49шт.

Центраторы ЦЦ-2(ТУ 39-1442-89) на эксплуатационную колонну установить в интервале 360-730м на каждую трубу по одному центратору. Общее количество - 37шт.

- скребки СК 146/216;

Установить скребки в интервалах продуктивных пластов (общее количество -10шт.)

- турбулизаторы ЦТ 146/211 в интервале продуктивного пласта по две штуки на трубу.

Турбулизаторы установить в интервале продуктивного пласта по 2 шт. на одну трубу. Общее количество турбулизаторов - 20шт.

8. Цементирование обсадной колонны

8.1 Определение объёмов тампонажных растворов для цементирования эксплуатационной колонны

Определение объёма цементного раствора

Определения объёма облегчённого цементного раствора

Определение объёма продавочной жидкости

где VМ - объём манифольда.

Определение объёма буферной жидкости.

где НБЖ - высота столба буферной жидкости (НБЖ=200…500 м).

8.2 Определение потребного количества компонентов

Определение количества цемента и воды для затворения

Количество цемента для приготовления цементного раствора определяется из уравнения:

(13)

где плотность цементного раствора, кг/м3;

В/Ц - водоцементное отношение.

Тогда

Объем воды, необходимый для затворения этого количества цемента рассчитывается по формуле

(14)

Определение количества облегчённого цемента и воды для затворения

Расчет ведется по формулам, аналогичным формулам (13-14)

8.3 Реологические параметры растворов

Для расчета воспользуемся следующими формулами

,(15)

.(16)

Цементный раствор:

;

.

Облегченный цементный раствор:

;

.

Буферная жидкость:

;

.

Буровой раствор:

Так как на практике буровой раствор смешивается с цементным раствором (с буферной жидкостью) и коагулирует, то при этом образуется высоковязкая масса.

Примем, что раствор имеет следующие параметры

;

.

8.4 Определение режима работы цементировочной техники

Определяется число смесительных машин для каждого вида тампонажного материала (nсм):

(17)

Где НАС - насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3;

VБУНК - ёмкость бункера смесительной машины, м3.

Цементный раствор (смесители 2МСН-20)

Облегченный цементный раствор (смесители 2МСН-20)

Производительность смесителя 2СМН-20 по цементному раствору:

где QВ - производительность водяного насоса, л/с;

Производительность смесителя 2СМН-20 по облегченному цементному раствору:

где QВ - производительность водяного насоса, л/с;

Число цементировочных агрегатов для закачки цементного раствора (ЦА-320). Так как производительность смесителя по цементному раствору 20,6 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата:

для закачки цементного раствора.

Число цементировочных агрегатов для закачки облегчённого цементного раствора.

Так как производительность смесителя по облегчённому цементному раствору 20,2 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата:

для закачки облегчённого цементного раствора.

8.5 Общая потребность в цементировочной технике

Для приготовления цементного и облегчённого цементного растворов необходимо четыре 2СМН-20.

Для подачи воды и начала продавки необходимо два ЦА-320.

Для закачки цементного и облегчённого цементного растворов необходимо восемь ЦА-320.

Всего необходимо десять цементировочных агрегатов ЦА-320.

Также для цементирования используем блок манифольдов 1БМ -700 и станцию контроля цементировании СКЦ-2М-80.

Рис. 8. Схема расстановки тампонажной техники

Таблица 12 Распределение тампонажных материалов

Смеситель

ЦА

Материал

Цемент, т

Вода, м3

Буф. ж., м3

Продавка, м3

1

1

ЦР

10,050

2,15

3,72

2

ЦР

2,15

3,72

2

3

ОЦР

16,28

6,2

11,36

4

ОЦР

6,2

11,36

3

5

ОЦР

16,28

6,2

9,36

6

ОЦР

6,2

4

7

ОЦР

16,28

6,2

8

ОЦР

6,2

-

9

Подача воды

-

10

2

Далее приведем расчеты, сделанные в программе Zement.exe

Исходные данные:

Конструкция скважины:

Интервал

Длина интервала, м

Диаметр, мм

2

736.00

225.00

1

1729.00

230.00

Диаметр обсадной колонны, мм D=146.00

Профиль скважины:

Участок

Длина по стволу, м

Зен. Угол в конце участка, град.

Радиус искривления, м

1

370.00

0.00

1000000.00

2

183.00

20.97

500.01

3

1037.20

20.97

1000000.00

4

874.80

5.00

3138.53

Конструкция колонны:

Секция

Длина секции, м

Толщина стенки, мм

1

10.00

7.00

2

2455.00

7.00

Параметры жидкостей:

Вид жидкости

Объем, м3

Плотность, кг/м3

Пласт. вязкость, Пас

ДНС, Па

Промывочная

93.56

1100

0.014

7.000

Буферная

7.44

1100

0.009

2.350

ОЦР

59.30

1412

0.020

5.000

ЦР

7.71

1800

0.033

8.300

Продавочная

33.60

1100

0.014

7.000

Значения расходов, л/с - Q(B); B=1,VV:

2.3014.50 25.80 34.40 43.00 56.70 72.90 87.00

Результаты расчета процесса закачки цементного раствора

%

м3

при расходе, л/с

г. стат.

2.30

14.50

25.80

Давление на устье, МПа

0.00

0.00

0.00

1.57

1.91

2.10

10.00

10.80

-0.75

0.71

1.05

1.43

20.00

21.61

-3.06

-1.64

-1.30

-0.73

30.00

32.41

-5.32

-3.95

-3.61

-2.84

40.00

43.22

-6.99

-5.66

-5.32

-4.52

50.00

54.02

-5.68

-4.40

-4.05

-3.24

60.00

64.83

-4.42

-3.17

-2.83

-2.00

70.00

75.63

-5.01

-3.74

-3.37

-2.55

80.00

86.44

-1.31

-0.04

0.32

0.96

90.00

97.24

2.29

3.59

3.79

4.43

100.00

108.05

8.33

9.70

10.09

10.38

Давление на забое, МПа

0.00

0.00

25.54

26.52

26.76

26.89

10.00

10.80

25.54

26.52

26.76

26.89

20.00

21.61

25.54

26.52

26.76

26.89

30.00

32.41

25.54

26.52

26.76

26.89

40.00

43.22

25.80

26.69

26.91

27.04

50.00

54.02

27.10

27.96

28.18

28.32

60.00

64.83

28.37

29.18

29.41

29.56

70.00

75.63

29.61

30.38

30.61

30.78

80.00

86.44

30.88

31.59

31.82

32.00

90.00

97.24

32.29

32.99

33.24

33.44

100.00

108.05

33.94

34.73

35.01

35.23

34.40

43.00

56.70

72.90

Давление на устье, МПа

0.00

0.00

3.14

4.07

6.51

10.20

10.00

10.80

2.38

3.32

5.76

9.46

20.00

21.61

0.19

1.19

3.75

7.36

30.00

32.41

-1.96

-0.9

1.79

5.85

40.00

43.22

-3.56

-2.39

0.44

4.70

50.00

54.02

-2.27

-1.05

1.84

6.16

60.00

64.83

-1.02

0.24

3.20

7.57

70.00

75.63

-1.49

-0.12

3.03

7.64

80.00

86.44

2.07

3.46

6.52

11.00

90.00

97.24

5.55

6.96

9.95

14.33

100.00

108.05

11.46

12.70

15.50

19.59

Давление на забое, МПа

0.00

0.00

26.99

27.11

27.95

29.32

10.00

10.80

26.99

27.11

27.95

29.32

20.00

21.61

26.99

27.11

27.95

29.32

30.00

32.41

26.99

27.11

27.95

29.32

40.00

43.22

27.17

27.33

28.19

29.55

50.00

54.02

28.47

28.67

29.59

31.01

60.00

64.83

29.72

29.97

30.95

32.42

70.00

75.63

30.95

31.24

32.28

33.81

80.00

86.44

32.19

32.56

33.64

35.22

90.00

97.24

33.60

34.05

35.19

36.85

100.00

108.05

35.38

35.81

37.07

38.77

На основе полученных расчетов построим график зависимости Ру=f(VЖ).

Рис. 9. График изменения давления на цементировочной головке при закачке и продавке цементного раствора.

Построим график, показывающий участие цементировочных агрегатов в процессе цементирования.

Рис. 10. Участие ЦА-320 в процессе цементирования

8.6 Расчет времени цементирования

Буферная жидкость:

Облегченный цементный раствор:

Цементный раствор:

Продавка:

Итого времени t=122,181,05=2 ч. 9 мин.

Расчетное время цементирования меньше, чем время начала схватывания, цементного раствора (tнсхв3:20-3:40).

9. Контроль качества цементирования

Наличие цементного камня проверяется с помощью АКЦ и ГГКц после ОЗЦ.

Сцепление цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины проверяется АКЦ после ОЗЦ.

Герметичность крепи проверяется опрессовкой после ОЗЦ.

Герметичность цементного кольца проверяется опрессовкой после разбуривания цементного стакана и углубления под следующую колонну на 1-3 м.

В случае недоподъёма цементного раствора до устья необходимо провести ОЦК для определения высоты подъёма цементного раствора.

10. Способ освоения скважины

Испытание (освоение) скважины производится по плану работ, утвержденному Заказчиком.

Вид подъемника - А-50;

Интервал перфорации - определяется по данным окончательного каротажа, геологической службой НГДУ:

Тип перфоратора - ПМИ-48 (Predator);

Перфорационная среда - товарная нефть (на депрессии);

Вызов притока - снижение уровня свабированием;

Гидродинамические исследования - КВУ (КВД);

Глубиннонасосное оборудование - по данным ГДИ;

Проектный дебит - 20т/сутки.

Таблица 13

Состав работ для сметного расчета

По типовому наряду, ч

Норма времени, ч

Проверить наличие устьевого давления, при наличии стравить

-

-

Смонтировать А-50 согласно ВУ и ВТУ

11,41

-

Оборудовать устье скважины ПВО, опрессовать

1,4

1,4

Разбуривание УСЦ-146-1

40,4

37,09

Фрезерование интервала УСЦ

-

по факту

Скрепирование колонны

28,82

26,46

Шаблонировка, промывка скважины

36,02

33,07

Опрессовать м/к пространство на 6,0МПа, э/колонну на 15,0МПа

4,36

4,36

ГИС (АКЦ, СГДТ)

по факту

по факту

Спуск НКТ с шаблонировкой под сваб, перевод на нефть

15,53

14,26

Запись влагомера

по факту

по факту

Подготовительные работы к свабированию

3,8

3,8

Снижение уровня

по факту

по факту

Перфорация ПМИ-48 (Predator)

по факту

по факту

Установить оборудование для свабирования

по факту

по факту

Вызов притока

по факту

по факту

ПГИ (КВД)

по факту

по факту

Заключительные работы после перфорации и свабирования

0,64

0,64

Заглушить скважину нефтью

5,31

4,86

Оборудование скважины ПВО и опрессовка

1,4

1,4

Подъем НКТ

13,18

12,1

Спуск ГНО

40,19

40,19

Демонтаж А-50

6,52

-

Итого:

208,98

179,9

Прием-сдача вахт

6,25

6,25

Ремонтные работы

9,81

9,00

Всего по скважине без времени на ГИС

225,04

195,15

Примечания:

Данные по испытанию скважины указываются геологической службой Заказчика в плане работ на испытание (освоение) по материалам ГИС.

Разбуривание муфты УСЦ-146-1 проводить роторной компоновкой: долото 124 СЗ-ЦАУ+ центратор O 120мм + бурильная труба O73мм + центратор O 120мм. В качестве резервного варианта допускается применение следующей компоновки: долото 124 СЗ-ЦАУ+ центратор O 120мм + Д2-105 + центратор O 120мм + обратный клапан. После разбуривания УСЦ произвести спуск и фрезерование интервала УСЦ торцевым фрезером O 126мм.

11. Охрана труда, окружающей среды и ТБ при заканчивании скважин

Охрана недр.

Предотвращение потерь нефти и газа в проницаемые горизонты предусматривается путём применения высокогерметичных труб типа ОТТГ, ОТТМ и применения специальных герметизирующих резьбовых смазок типа Р - 402, Р - 2МПВ. Контроль качества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкой колонн согласно "Инструкции по испытанию скважин на герметичность".

Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов применяются следующие технологические решения:

· обработка бурового раствора высокомолекулярными соединениями, обеспечивающая снижение фильтрационных свойств промывочной жидкости;

· ограничение репрессий на водоносный горизонт путём регулирования структурно-механических свойств бурового раствора, обеспечивающих снижение гидродинамического давления, в том числе при спуско-подъемных операциях;

· перекрытие интервала залегания водоносных горизонтов колонной обсадных труб, обеспечивающих сохранение естественного состояния подземных вод в процессе дальнейшего углубления ствола скважины.

Для сохранения естественного состояния коллекторских свойств продуктивного пласта и предотвращения физико-химического загрязнения призабойной зоны пласта реализуются следующие технологические мероприятия:

· снижение водоотдачи бурового раствора до 1,5-2 см3 путём специальной химической обработки промывочной жидкости при вскрытии и разбуривании продуктивного горизонта;

· уменьшение гидравлических сопротивлений в стволе скважины и снижение репрессии на пласт за счёт применения бурового раствора со значениями напряжения сдвига близкими к нулевым;

· образование на стенках скважины полимерглинистой корки, препятствующей проникновению в пласт твёрдой фазы бурового раствора.

Для предупреждения нефтегазопроявлений продуктивный пласт вскрывается при плотности бурового раствора, регламентированной "Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях". Устье скважины оборудуется в соответствии с действующими нормативными документами противовыбросовым оборудованием.

Основой функцией тампонажных растворов, обеспечивающей охрану недр, является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. Предусмотрены следующие технико-технологические решения, обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие их отрицательные воздействия на недра:

· интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбраны в соответствии с геологической характеристикой разреза данного месторождения;

· применение токсичных материалов в процессе цементирования является недопустимым;

· для повышения степени вытеснения бурового раствора цементным, предусматривается предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, смывающей рыхлую часть глинистой корки;

· применяемые для цементирования колонн тампонажного портландцемента ПЦТ-1-50, относящегося к 4-му классу опасности.

Охрана ТБ

Крепление скважины допускается только после проверки мастером и механиком основных узлов вышки, ее вертикальности, надежности талевой системы, лебедки, ротора, фундамента вышки и правильности показаний КИП. Крепление скважины недопустимо без утвержденного главным инженером плана проведения соответствующих работ, акта на опрессовку цементировочной головки и обратных клапанов. Трудоемкость крепления скважины связана с подготовкой обсадных труб к спуску, навинчиванием и цементированием труб, перемещением элеватора на столе ротора, закрытием крышки элеватора, при цементирование скважины трудоемок процесс загрузки цементосмесительной машины.

В процессе закачивания цемента в скважине создается очень высокое давление и по этому персонал не должен находиться в опасных зонах, так же запрещены ремонтные работы.

При вскрытии продуктивных пластов возможны нефтегазопроявления. При этом следует уделять особое внимание удельному весу промывочной жидкости и других ее параметров. На каждой буровой должны быть приборы - газоанализаторы, противогазы, а также комплект безыскрового инструмента.

Список использованной литературы

1. К.В. Иогансен. "Спутник буровика". Москва: Недра, 1986г.

2. Учебно-методическое пособие к курсовой работе по дисциплине "Заканчивание скважин". Уфа: УГНТУ, 2002г.

3. Материалы ООО "ЛУКОЙЛ-БУРЕНИЕ"

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Технический проект сооружений разведочно-эксплуатационной скважины для водоснабжения

    Характеристика буровой установки. Расчет конструкции скважины и цементирования эксплуатационной колонны. Выбор и обоснование способа и режимов бурения. Технология вскрытия и освоения водоносного пласта. Разработка мероприятий по увеличению его водоотдачи.

    курсовая работа [527,7 K], добавлен 30.05.2015

  • Выбор бурового оборудования и расчет режимных параметров бурения скважины

    Правила выбора места заложения скважины. Расчет режимов бурения. Требования к качеству воды. Обоснование компоновок бурового снаряда. Технология вскрытия и освоения водоносного горизонта. Разработка технологии цементирования эксплуатационной колонны.

    курсовая работа [1,7 M], добавлен 15.02.2013

  • Заканчивание скважин

    Географо-экономическая характеристика района работ. Обоснование конструкции эксплуатационного забоя. Выбор интервалов цементирования. Проектирование обвязки устья скважины. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта. Расчет обсадной колонны.

    курсовая работа [463,8 K], добавлен 17.01.2014

  • Заканчивание скважин на примере ООО "Лукойл-Бурение"

    Обоснование способа вхождения в пласт и конструкции скважины на примере ООО "Лукойл-Бурение". Причины выхода крепи скважин из строя, виды ремонтов. Анализ качества цементирования скважин, методика его оценки. Мероприятия по повышению качества крепи.

    курсовая работа [199,0 K], добавлен 13.07.2010

  • Проектирование эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении

    Геологическая характеристика месторождения. Выбор конструкции, технологии бурения эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении. Расчет цементирования эксплуатационной колонны, расхода промывочной жидкости и программы промывки, потери давления.

    курсовая работа [2,4 M], добавлен 14.09.2012

  • Расчёт и крепление обсадных колонн

    Обоснование и проектирование конструкции скважины. Обоснование состава технологической оснастки компоновки обсадной колонны, способа и режима ее спуска. Способы контроля качества цементирования. Вопросы техники безопасности при заканчивании скважин.

    курсовая работа [472,4 K], добавлен 13.07.2010

  • Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ"

    Вскрытие продуктивного пласта. Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска. Выбор диаметров обсадных колонн и долот, буровых растворов и их химическая обработка по интервалам. Параметры бурового раствора. Гидравлический расчет цементирования.

    дипломная работа [949,7 K], добавлен 13.07.2010

  • Бурение скважин на нефть и газ

    Определение конструкции скважины, числа обсадных колон, их длины и диаметра. Подбор долот; расчет колонны на прочность; расчет расхода цемента и время цементирования, количества агрегатов. Техника безопасности при бурении и эксплуатации скважины.

    курсовая работа [112,8 K], добавлен 28.05.2015

  • Проект строительства и крепления разведочной скважины на Квартовом месторождении

    Сведения о районе буровых работ, геологическом строение Квартового месторождения и характеристики продуктивных горизонтов. Проектирование конструкции разведочной скважины, технология цементирования. Выбор оборудования для цементирования обсадных колонн.

    курсовая работа [1,0 M], добавлен 06.08.2013

  • Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважины

    Особенности вскрытия продуктивных горизонтов. Общая характеристика противовыбросового оборудования для герметизации устья скважины. Этапы расчета гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе. Способы определения интервалов цементирования.

    контрольная работа [1,1 M], добавлен 04.05.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены