МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине
“ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН”
спец. тема:
“Анализ осложнений при заканчивании скважин, их предупреждение и устранение”
на примере предприятия: “ТЮМЕНБУРГАЗ”
Выполнил: ст. гр. ГБ-99-02
Латыпов А. Р.
Проверил:
Алексеев Л. А.
УФА
2003
Содержание
Введение
1 Геологическая часть
1.1 Общие сведения о районе ведения работ
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика скважины
1.3 Давление и температура по разрезу скважины
1.4 Физико-механические свойства горных пород
1.5 Водоносность
1.6 Нефтегазоносность
2 Обоснование способа вхождения в продуктивную залежь
3 Расчет обсадных колонн
3.1 Выбор конструкции скважины
3.2 Определим размеры обсадных колонн и долот
3.3 Выбор ПВО
3.4 Расчет эксплуатационной колонны на прочность
4 Обоснование режима спуска обсадной колонны
5 Расчет цементирования обсадной колонны
6 Выбор способа освоения скважины, организация освоения
7 Охрана труда
8 Охрана окружающей среды
9 Специальная часть
Литература
Введение
Заканчивание является одной из наиболее важных стадий в строительстве скважин. При этом неправильные расчёты или несоблюдение технологии может привести к значительному материальному ущербу. 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.
В данном проекте рассматриваются вопросы заканчивания скважины и анализ осложнений при заканчивании скважин, их предупреждение и устранение.
Материал для курсового проекта был собран во время прохождения второй производственной практики в филиале предприятия ООО “ТЮМЕНБУРГАЗ” ОАО “ГАЗПРОМ”.
Для проектирования выбрана скважина №1053 Северо-Уренгойского ГКМ.
1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о районе ведения работ
Таблица 1
Общие сведения о районе ведения работ
| Общие характеристики | Название, величина, описание |
1. Наименование площади 2. Административное расположение: - область - округ - район 3. Температура воздуха среднегодовая 4. Температура максимальная летняя 5. Температура минимальная зимняя 6. Среднегодовое количество осадков 7. Продолжительность отопительного периода в году 8. Азимут преобладающего направления ветра 9. Наибольшая скорость ветра 10. ММП (интервал залегания) 11. Сведения о площади строительства и подъездных путях: - рельеф местности - состояние грунта - толщина снежного покрова - толщина почвенного покрова - характеристика растительного покрова 12. Характеристика подъездных дорог - характер покрытия - высота насыпи 13. Протяженность магистральной дороги 14. Источник водоснабжения 15. Источники электроснабжения 16. Средства связи 17. Источник местных строительных материалов |
Северо-Уренгойская Тюменская ЯНАО Пуровский и Надымский -80 С 300 С -540 С 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 растут березы - бетонное - до 100 см 65 км 1. Артезианские скважины 2. Местные источники (реки, озера) ЛЭП, ДВС Радиостанции Песок из карьера |
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Таблица 2
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
| Глубина залегания, м | Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.) |
Стратиграфическое подразделение | Элементы залегания (падения) пластов по подошве | Коэффициент кавернозности интервала | ||||
от (кровля) |
до (подошва) |
мощность | название | индекс | угол | |||
| град. | мин. | |||||||
0 130 160 190 320 485 765 1070 1130 2040 3000 |
130 160 190 320 485 765 1070 1130 2040 3000 3280 |
130 30 30 30 165 280 305 60 910 960 280 |
супеси, глины, пески, суглинки пески пески, глины алевролитовые глины алевр., опоковые, диатомовые пески и песчаники серые, с прослоями глин глины серые, алевролитовые глины слабоалевролитовые, внизу опоковые глины плотные, аргиллитоподобные песчаники и алевролиты с прослоями глин переслаивание песчаников, алевролитов и глин переслаивание глинистых песчано-алевролитов |
Четвертичные отл. Атлымская св. Тавдинская св. Люлинворская св. Тибейсалинская св. Ганькинская св. Березовская св. Кузнецовская св. Покурская св. Вартовская св. Мегионская св. |
Q Р3 at Р3 ta P2 ll P1 tbs K2 gn K2 br K2 kz K2 pk P1 vr P1 mg |
0 0 0 0 0 до 1 до 1 до 1 0 0 до 2 |
30 30 30 30 30 0 0 0 15-30 20-90 0 |
1.45 1.45 1.45 1.45 1.45 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 |
1.3. Давление и температура по разрезу скважины
Таблица 3
Давление и температура по разрезу скважины
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Градиенты | ||||
от (верх) |
до (низ) |
пластового давления |
гидроразрыва пород |
горного давления |
геотермический | |
| МПа/м | МПа/м | МПа/м | 0 С/100 м | |||
Q Р3 at Р3 ta P2 ll P1 tbs K2 gn K2 br K2 kz K2 pk P1 vr P1 mg |
0 130 160 190 320 485 765 1070 1130 2040 3000 |
130 160 190 320 485 765 1070 1130 2040 3000 3280 |
усл. 0,01 усл. 0,01 усл. 0,01 усл. 0,01 усл. 0,01 усл. 0,01 усл. 0,01 усл. 0,01 усл. 0,01 усл. 0,01 усл. 0,01 |
0,02 0,02 0,0174 0,0174 0,0164 0,0174 0,0174 0,0174 0,0176 0,0174 0,018-0,0192 |
0,02 0,019 0,019 0,019 0,0121 0,02 0,02 0,022 0,023 0,023 0,023 |
зона ММП зона ММП зона ММП зона ММП зона ММП до 400 м 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 |
1.4 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Таблица 4
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
| Интервал, м | Краткое название горной породы |
Плотность, т/м3 |
Пористость, % |
Проницаемость, мДа |
Глинистость, % |
Карбоатность, % |
Предел текучести, МПа |
Твердость, МПа |
Коэффициент пластичности |
Категория абразивности | Коэффициент Пуассона |
Категория породы по промысловой классификации | |
| от | до | ||||||||||||
0 130 160 190 320 485 765 1070 1130 2040 3000 |
130 160 190 320 485 765 1070 1130 2040 3000 3280 |
пески, супеси, глины пески, глины пески, глины глины опоковые пески, глины глины алевролитовые глины опоковые глины аргиллитоподоб. песчаники, алевролиты песчаники, алевр., глины переслаивание глинистых и песчано-алевролитовых пород |
2,0 2,0 2,0 1,8 2,0 2,2 1,9 2,2 2,4 2,5 2,5 |
35 35 35 30-35 32 28 25 20 25-30 15-22 12-18 |
0 0 0 0 0 0 0 0 100-693 2,4-174,5 2,4-51 |
15-20 15-20 15-20 95-100 25-30 90-100 95-100 95-100 10 40-60 60-90 |
0 0 0 0 0 0 0 0 0,2-0,4 0,5-10 0 |
60-170 60-170 60-170 60-240 60-240 60-170 60-250 60-300 90-2130 210-1640 300-1820 |
3-4 3-4 3-4 1,5 4,0 3,5 2,0 3,5 3,5 4,5 4,5 |
6 6 6 6 6 1,8-4,2 1,8-6,0 1,8-4,2 1,1-4,5 1,1-4,5 1,8-4,5 |
7-8 7-8 7-8 3,0 6,0 4,0 6,0 4,0 3,5 6,0 4,0 |
0,2-0,38 0,2-0,38 0,2-0,38 0,31 0,31 0,31 0,31 0,31 0,28-0,31 0,28-0,31 0,31 |
мерзлая мерзлая мерзлая мягкая, средняя средняя мягкая, средняя средняя мягкая средняя средняя мягкая, средняя |
1.5 Водоносность
Таблица 5
Водоносность
| Интервал, м | Тип коллектора |
Плотность, кг/м3 |
Дебит, м3 /сут |
Химический состав воды в мг-экв/л | Минерализация общая, г/л |
Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет) |
||||||
| Анионы | Катионы | |||||||||||
| От(верх) | До(низ) | Cl- | SO- | HCO- | Na+ | Mg++ | Ca++ | |||||
| 0 | 190 | поровый | 998 | 192-1728 | 0,03-0,44 | 0-0,005 | 0,02-0,6 | 0,02-0,59 | 0,01-0,46 | 0,05-0,38 | 0,25-3,4 | да |
| 190 | 320 | поровый | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 320 | 385 | поровый | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 385 | 485 | поровый | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 485 | 765 | поровый | - | - | - | - | - | - | - | - | 16,8 | нет |
| 765 | 1130 | поровый | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 1130 | 1251 | поровый | - | - | - | - | - | - | - | - | 6,2 | нет |
| 1251 | 2040 | поровый | 1009-1011 | 122-393 | 265-327 | 0-0,35 | 0,7-8,6 | 246-291 | 3,5-1 | 9,9-33 | 17,0 | нет |
| 2040 | 3000 | поровый | 1002-1009 | 10-342 | 63-199 | 0,1-0,9 | 8,4-39 | 81-171 | 0,2-1,4 | 4,0-36 | 10,0-18,0 | нет |
| 3000 | 3100 | поровый | 1001-1004 | 10-279 | 31-100 | 0-1,5 | 12-14 | 61-121 | 0-1,5 | 0,4-15 | 6,0-10,0 | нет |
1.6. Нефтегазоносность
Таблица 6
Нефтегазоносность
| Интервал, м | Тип флюида | Плотность, кг/м3 | Содержание, % | Относительная плотность газа по воздуху | Проницаемость, мкм2 / Подвижность, мкм2 (МПа*с) |
Максимальный дебит, тыс. м3 /сут |
Температура в пласте, 0 С | Пластовое давление, МПа | Газовый фактор, м3 /м3 /Выход стабильного г/к, г/м3 |
||
| от | до | H 2 S | парафина | ||||||||
| 1130 | 1251 | газ | - | - | - | 0,565 | - | 700 | 30 | 6,51 | - |
| 2962 | 3024 | г/к | - | - | - | 0,806 | 52 | 965 | 80 | 29,6 | 160 |
| 3140 | 3175 | г/к, нефть | 836 | 0,11 | 7,08 | - | 92/62 | 514/81,2 | 85 | 31,6 | 129/69 |
| 3190 | 3220 | г/к, нефть | 851 | 0,11 | 7,0 | - | 31/98 | 508 | 86 | 32,2 | 100/59 |
| 3225 | 3240 | г/к, нефть | 851 | 0,11 | 7,0 | - | 29/90 | 500 | 87 | 32,5 | 100/59 |
2. Обоснование способа вхождения в продуктивную залежь
Под способом вхождения в пласт понимается последовательность операций разбуривания и крепления непосредственно продуктивной залежи.
На Северо-Уренгойском месторождении продуктивный пласт вскрывают по всей толщине, перекрывают эксплуатационной колонной с последующим цементированием и перфорацией.
Рис.1. Схема конструкции забоя скважины
1- обсадная колонна;
2- цементный камень;
3- перфорационные отверстия;
4- продуктивный пласт.
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.
Преимущества данной конструкции:
-наиболее простая технология заканчивания скважин;
-более надежная изоляция продуктивного горизонта, чем при конструкции с открытым забоем;
-возможность довскрытия 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 кальматации и закупорке флюидонасыщенных пород и снижению потенциальной продуктивности скважин. Наибольший ущерб фильтрационным свойствам пород в призабойной зоне наносится при первичном вскрытии пласта и цементировании обсадной колонны.
Скважина является долговременным капитальным сооружением. Конструкция ее должна быть прочной, обеспечивать герметичность разобщения всех проницаемых пластов, вскрытие 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 разрушение призабойной 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 перфорационной 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 скважин.
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.
Как видно из графика (рис. 2), весь интервал 0-3245 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 Северо-Уренгойской площади применяется следующая конструкция скважин:
1. Кондуктор. Спускается до отметки 500м для перекрытия зоны мерзлых пород с целью предотвращения их оттаивания, образования грифонов в случае аварийного выброса и обваливания скважины.
2. Промежуточная колонна. Спускается до отметки 1350м с целью предотвращения перетоков газа, образования грифонов в случае аварийного выброса и обваливания скважины.
3. Эксплуатационная колонна. Спускается с целью изоляции продуктивных пластов и добычи нефти, газа и газоконденсата.
3.2 Определим размеры обсадных колонн и долот
1. Эксплуатационная колонна.
Диаметр эксплуатационной колонны дает заказчик.
В нашем случае диаметр эксплуатационной колонны равен 168.3 мм.
=168.3+2*20=208.3 мм,
где Днк –наружный диаметр эксплуатационной колонны;
зазор между стенкой скважины и колонной; 
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 
, 
.
; 
.
Результаты расчетов заносим в табл.7.
Таблица 7
Размеры обсадных колонн и долот
| Обсадная колонна |  |
 |
 |
 |
| Кондуктор | 323.9 | 304.9 | 9.5 | 393.7 |
| Промежуточная | 244.5 | 224.5 | 10 | 295.3 |
| Эксплуатационная | 168.3 | 215.9 |
3.3 Выбор ПВО
Для выбора противовыбросового оборудования определяем устьевое давление после полного заполнения скважины газом:
где 
пластовое давление, Па;
Z- коэффициент сжимаемости газа, Z= 1.05;
Т- ср. температура газа по стволу скважины, К;
Н1 - глубина залегания продуктивного пласта;
- относительная плотность газа (по воздуху).
Для герметизации устья используем колонную головку типа ОКК2-35-168*245*324.
Для герметизации устья требуется ПВО с рабочим давлением более 25,2 МПа и диаметром проходных отверстий в превенторах 216 мм и более.
Комплектность противовыбросового оборудования: ОП2-230*35.
Тип универсального превентора: ПУ1-230*35.
Тип плашечного превентора: ППГ-230*35.
Тип манифольда: МПБ2-80*35.
Масса комплекта 16 000 кг.
Рис.3. Схема монтажа ПВО
1,2-универсальный и плашечный превенторы;
3-устьевая крестовина;
4,6-задвижки с ручным и гидравлическим управлением;
5-манометр с запорным и разрядным устройствами;
7-регулируемый дроссель с гидравлическим управлением;
8-отбойная камера с разрядным устройством.
3.4 Расчет эксплуатационной колонны на прочность
Эксплуатационная колонна цементируется на всю длину, до устья. В интервале 3245-2600м (по высоте) применяется раствор плотностью 1800 кг/м3
. От отметки 2600м и до устья колонна цементируется цементным раствором плотностью 1500 кг/м3
. В интервале 2962-3240м находятся четыре продуктивных пропластка. Расчет колонны производим по нижнему пропластку, который залегает в интервале 3225-3240м (h=15м). 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 3784м.
Основными расчётами обсадных колонн являются расчёты на наружное и внутреннее избыточное давление, расчёт на растяжение.
Расчёт на внутреннее давление, действующее на колонну.
Определим давление на устье при условии, что скважина заполнена пластовой жидкостью:
.
Определим давление опрессовки на забое:
,
где 
- опрессовочное давление на устье скважины.
Построим график внутренних давлений (рис.4).
Рис.4. График внутренних давлений
Расчёт на наружное давление, действующее на обсадную колонну.
В не зацементированном интервале, заполненном промывочной жидкостью, наружное давление определяется, как гидростатическое от столба промывочной жидкости.
.
В зацементированном интервале, до затвердевания цемента, давление определяется по давлению столба промывочной жидкости и цементного раствора.
.
В случае, когда обсадная колонна зацементирована цементом разной плотности, то допускается использовать среднюю плотность раствора с учётом длины каждого интервала:
.
Отсюда получим наружное давление до затвердевания цемента:
.
Определим наружное давление после затвердевания цемента:
,
где
-гидростатическое давление жидкости содержащейся в порах затвердевшего цемента.
Построим график наружных давлений (рис.5).
Рис.5. График наружных давлений
Определим внутренние избыточные давления, действующие на обсадную колонну.
В общем случае, внутренние избыточные давления определяются как разность внутренних и наружных давлений на один и тот же момент времени, когда внутреннее давление в колонне достигает максимальных значений. Как правило, это бывает при опрессовке обсадной колонны. Избыточное давление определяется для характерных точек, а распределение давления между ними принимается линейно.
По графику внутренних (рис.4) и наружных (рис.5) давлений определим характерные точки:
При определении внутреннего избыточного давления в продуктивной зоне пласта, вне осложнённых условий, вводится коэффициент разгрузки цементного кольца – К. Это обусловлено допущениями которые приняты при составлении методики расчёта. Для обсадных колонн диаметром 168 мм, К=0,25. Тогда,
Определим наружные избыточные давления.
Наружные избыточные давления определяются как разность наружных и внутренних давлений на момент, когда они достигают максимальных значений. Как правило, это относится к концу эксплуатации скважины. Избыточные давления определяются для характерных точек, а распределение давления между ними принимается линейно.
При определении наружного избыточного давления в продуктивной зоне пласта вне осложнённых условий, вводится коэффициент разгрузки цементного кольца – К. Для обсадных колонн диаметром 168 мм, К=0,25.
Построим график внутренних и наружных избыточных давлений.
Рис.6. График внутренних и наружных избыточных давлений
Рассчитаем обсадную колонну.
Расчёт начинаем снизу вверх подбирая колонну исходя из расчёта на наружное давление и проверяем полученные данные расчётами на внутреннее давление и растяжение.
Выбираем трубы из [2], для 1 секции d=168мм, 
=12,1мм, [
]=39,2 МПа, [
]=47,7МПа, [
]=1500кН, q=0,466кН, группы прочности Д,
Где d- диаметр обсадной колонны;
- толщина стенки обсадной трубы;
[] – допустимое сминающее давление;
[] – допустимое внутреннее давление, при котором возникает предел текучести материала трубы;
[] – допустимая страгивающая нагрузка, определённая по формуле Яковлева из [3];
q – вес одного погонного метра трубы.
Рассчитаем на смятие нижнюю трубу первой секции.
Основой расчёта является следующее уравнение:
,
где 
- коэффициенты запаса прочности на смятие, соответственно рассчитанной и допускаемой;
- расчётное сминающее давление в сечении z по длине обсадной колонны.
Из [3] получим, что в интервалах продуктивных пластов 
, в зависимости от устойчивости коллектора, примем 
. В остальных интервалах 
.
.
Определим длину первой секции: 
.
Определим вес первой секции: 
.
Рассчитаем на разрыв от внутреннего давления верхнюю трубу первой секции.
Определим по графику внутреннее избыточное давление на глубине:
Основой расчёта является следующее уравнение:
где
-коэффициенты запаса прочности, соответственно, рассчитанный и допускаемый, [3], 
.
внутреннее избыточное давление в сечении колонны z.
В интервале, где на колонну действуют совместные (сжимающие и растягивающие) нагрузки должно выполнятся следующее условие:
.
Проверим нижнюю трубу второй секции на действие совместных нагрузок.
условие выполняется.
Выбираем трубы для второй секции:d=168мм,=10,6мм, [
]=32,3МПа, []=41,9МПа, []=1294кН, q=0,414кН, группа прочности Д.
Проверим нижнюю трубу второй секции на растяжение от веса первой секции.
В основе расчёта используется уравнение:
,
где [np ] и np допустимый и расчётный коэффициенты запаса прочности на растяжение, из [3] [np ]=1,3.
, условие выполняется.
Рассчитаем на смятие нижнюю трубу второй секции.
Для определения длины второй секции подбираем трубы для третьей секции: d=168мм, =12,1мм, []=55МПа, []=69,3МПа, []=2226кН, q=0,466кН, группа прочности Е.
Рассчитаем на смятие нижнюю трубу третьей секции.
Глубину спуска третьей секции определим из графика.
Определим длину второй секции: 
Определим вес второй секции: 
Расчёт на разрыв от внутреннего давления верхней трубы второй секции.
Определим по графику внутреннее избыточное давление на глубине L=1430м.
Проверим нижнюю трубу третьей секции на действие совместных нагрузок.
Проверим нижнюю трубу третьей секции на растяжение от веса первой и второй секции.
, условие выполняется.
Определим допустимую
29-04-2015, 00:57