Заканчивание скважин - StudentLib.com. 1. Общая и геологическая часть 1 Общая и географическая характеристика района работ
 Скачать 1.56 Mb.
|
ВведениеПроблемы качественного и эффективного вскрытия продуктивных пластов, выбора типов и рецептур буровых растворов и жидкостей для глушения скважин, крепления скважин с использованием тампонажных растворов, не ухудшающих характеристики продуктивных пластов, т.е. весь комплекс проблем по закачиванию скважин остаются не до конца решенными, хотя за последние годы усовершенствовались техника и технология для заканчивания скважин. Созданы новые эффективные материалы, уверенно внедряются научные достижения в производство, сделан шаг вперед по оценке качества скважины как эксплуатационного объекта. 1.  Общая и геологическая часть1.1 Общая и географическая характеристика района работ забой скважина пласт колонна В административном отношении Камовская площадь расположена на территории Российской Федерации в Эвенкийском Автономном Округе Красноярского края. По географическому положению район расположен в юго-западной части Западно-Сибирского плоскогорья в правобережной части бассейна реки Подкаменная Тунгуска, вблизи реки Чуня. Рельеф местности неоднородный, с абсолютными отметками высот от +400 до +626 м. Для сельскохозяйственных целей угодья не используются в виду отдаленности и заболоченности. Промышленные предприятия на территории работ отсутствуют. В сейсмическом отношении район работ характеризуется как мало сейсмический. Территория обжитая. Местность залесенная, труднодоступная для всех видов транспорта. Климат района работ резко-континентальный с умеренно-холодной продолжительной зимой и коротким теплым летом. Продолжительность периода со среднесуточными температурами ниже 0° С составляет 180 суток в году. Температура воздуха среднегодовая -7° С, наибольшая летняя в июле +35°С, наименьшая зимняя в январе -63°С. Максимальная глубина промерзания грунта 1,5м. Срок действия зимников 120 суток (середина декабря - середина апреля). Среднегодовая скорость ветра Ю-В 2,5м/сек., С-З 2,9м/сек., наибольшая скорость ветра 20 м/сек. Среднегодовое количество осадков 518мм. Продолжительность отопительного периода в году 263 дня. Расстояние до ближайшего населенного пункта п.Богучаны 260км. Основным средством для доставки грузов зимой является авто- и авиа- транспорт, летом из-за отсутствия дорог только авиатранспорт. Водных транспортных путей нет. Для перевозки рабочего персонала от п.Богучаны до рабочего объекта используют вертолеты. От пункта сбора г. Красноярск до п.Богучаны используют авто- и железнодорожный транспорт.  1.2 Геологические условия Литолого-стратиграфический разрез Камовской площади представлен в табл. 1.1. Таблица 1.1.
Стратиграфический разрез Камовской площади является типичным для условий Центральной Сибири. 1.3 Характеристика газонефтеводоносности месторождения Продуктивный пласт залегает на глубине 2150-2360 метров в Рифейских отложениях, со следующими характеристиками: коллектор неустойчивый, однородный; тип коллектора - каверно-порово-трещинный; плотность флюида: в пластовых условиях 0,85 г/см3 после дегазации 0,82 г/см3 содержание по весу: серы 0,41% парафина 2,84% ожидаемый дебит 190 м3/сутки 2. Снование и проектирование конструкции скважины 2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта. Каждая конструкция забоя характеризуется определенными параметрами, которые обуславливают режим эксплуатации залежи с учётом физико-механической характеристики пород коллектора, их фильтрационных свойств и геолого-технических условий залегания продуктивного пласта. В тоже время выполнение всех требований нередко противоречит рациональной технологии заканчивания скважины, направленной на сохранение коллекторских свойств пласта и обеспечение гидродинамического совершенства скважины. Поэтому, наряду с преимуществами того или иного способа заканчивания скважины, любая из конструкций забоев не лишена и определённых недостатков. К главным факторам, определяющим не только конструкцию забоя, но и её конкретный вид, относятся: тип коллектора и степень его однородности, степень устойчивости пород призабойной зоны, наличие или отсутствие близко расположенных к продуктивному объекту напорных горизонтов, подошвенных вод или газовой шапки; проницаемость пород продуктивного пласта. Устойчивость призабойной зоны можно рассчитать по формуле [1]:  , где коэффициент Пуассона, (= 0,3);  средняя плотность вышележащих пород кг/м3, =  кг/м3;Н - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, м, (Н=2340м) Рпл- пластовое давление, МПа; Рпл=24,12МП Pз - давление столба жидкости на забой скважины, МПа; з=ρgh где g-ускорение свободного падения, м/с2; p-плотность пластового флюида, кг/м3; h-минимальная высота столба пластового флюида при эксплуатации м; h=2500-1000м=1500, где 2500-проектная глубина, 1000-расстояние до уровня жидкости в колонне при окончании эксплуатации с учетом требования заказчика; g=9,8 м/с2, p=850 кг/м3, h=1500 м;  Па Pз=12,5 МПаσсж - предел прочности горных пород при одноосном сжатии, МПа; σсж=30МПа, для песчаника  Исходя из расчётного значения неустойчивости коллектора и с учетом того, что нефтеносный пласт 2150-2360 м имеет подошвенные воды и так как коллектор неоднородный выбираем конструкцию закрытого забоя. В этом случае при бурении скважины выбираем следующий способ вскрытия продуктивного пласта: перебуриваем продуктивный пласт на 70 метров, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускаем обсадную колонну до забоя, цементируем. Для сообщения обсадной колонны с продуктивным пластом её перфорируем. Схема конструкции эксплуатационного забоя скважины приведена на рисунке  2.2 Совмещенный график давлений Результаты расчёта коэффициентов 
2.3 Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска 1. Направление спускается на глубину 0-20м с целью перекрытия слабоустойчивых, рыхлых пород четвертичного возраста и верхней части эвенкийской свиты. Цементируется до устья. 2. Кондуктор. Спускается в более плотные отложения подошвенной части эвенкийской свиты, с целью перекрытия вскрытых зон осложнений. Принимается глубина спуска кондуктора 370м. Кондуктор цементируется до устья. . Промежуточная колонна. Интервал установки 0-2080м. Спускается в плотную часть отложений тэтэрской свиты с целью перекрытия всех соленосных отложений и зон возможных поглощений промывочной жидкости в отложениях нижнего кембрия, а так же исходя из того,что скважина газовая. Промежуточная колонна цементируется до устья. . Эксплуатационная колонна. Интервал установки 0-2500м. Спускается с целью изоляции и качественного испытания продуктивных отложений венда и возможно продуктивных отложений рифея. Высоту подъема цемента, по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности для газовых скважин перекрытия башмака предыдущей колонны принимаем не менее чем на 300м, определяется 1880м. .4 Выбор интервалов цементирования В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности проектируются следующие интервалы цементирования: 1. кондуктор цементируется до устья, разобщая водоносные горизонты этой части разреза, перекрывая зоны обваливающихся горных пород, прихватоопасные зоны, зоны поглощения бурового раствора (0 - 370м); 2.Промежуточная колонна. Интервал установки 0-2080м. Спускается в плотную часть отложений тэтэрской свиты с целью перекрытия всех соленосных отложений и зон возможных поглощений промывочной жидкости в отложениях нижнего кембрия, а так же исходя из того,что скважина газовая. Промежуточная колонна цементируется до устья. . Эксплутационная колонна. Интервал установки 0-2500м. Спускается с целью изоляции и качественного испытания продуктивных отложений венда и возможно продуктивных отложений рифея. Высоту подъема цемента, по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности для газовых скважин перекрытия башмака предыдущей колонны не менее чем на 300 м, определяется 1880м. .5 Расчет диаметров обсадных колонн Исходя из прогнозируемого дебита скважины (190 м3/сут.) для эксплуатационной колонны проектируем трубы диаметром 168 мм с наружным диаметром муфты 188 мм (по ГОСТ 632-80). 1. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну определяется по формуле: Dд1 = Dм1 + 2δ = 188+25 = 213 мм (1) где Dм1 - наружный диаметр муфты для данной обсадной колонны, мм; 2δ - радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм (при Dм1 = 188мм, 2δ принимаем равным 25 мм). Номинальный диаметр долота по ГОСТ 20692-75 DД1н=215,9 мм 2. Внутренний диаметр промежуточной колонны определяется по формуле: d2 = DД1н + 2 D = 215,9 + 2×5 = 225,9 мм (2) где D - радиальный зазор, необходимый для свободного прохода внутри данной колонны долота для бурения под следующую колонну, мм (D = 5 мм). В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 245 мм с Dм2 = 270 мм. 3. Диаметр долота под промежуточную колонну определяем по формуле (1), где 2δ принимаем равным 25 мм: Dд2 = 270+25 =295 мм. В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долото диаметром 295,3мм. 4. Внутренний диаметр кондуктора определяем по формуле (2): d3 = 295,3 + 2×5 = 305 мм. В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 324 мм с Dм3 = 351 мм. 5. Диаметр долота для бурения под кондуктор определяется по формуле (1), где 2δ принимаем равным 40 мм: dдол3 = 351+40 =391 мм. В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долота диаметром 393,7 мм. 6. Внутренний диаметр направления определяем по формуле (2): d4 = 393,7 + 2×5 = 403,7 мм. В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 426 мм с Dм4 = 451 мм. 7. Диаметр долота для бурения под удлиненное направление определяется по формуле (2), где 2δ принимаем равным 40 мм: dдол4 = 451+40 =491 мм. В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долота диаметром 490 мм Данные расчётов сведены в таблицу. 2.2. Таблица 2.2.
2.6 Проектирование обвязки устья скважины Критериями выбора ПВО являются максимальные давления, возникающие на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы. Величина максимального устьевого давления Рму рассчитывается по формуле:  где Рпл- пластовое давление в кровле продуктивного пласта, 23,3 МПа; γф - плотность флюида, 0,85 н/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2; h- глубина залегания подошвы продуктивного пласта, 2320 м.  23,18 МПаСогласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности проектируем при вскрытии пласта комплект противовыбросного оборудования ОП5-280/80*35А с основными параметрами: 1. Диаметр проходного отверстия - 280 мм; 2. Рабочее давление - 35 МПа; . Диаметр проходного отверстия манифольда - 80 мм; . Номинальное давление станции гидропривода - 14 МПа; . Количество гидроуправляемых составных частей - 6; Схема состоит из двух плашечных превенторов (один с глухими, другой с трубными плашками) и одного универсального превентора. В проекте при освоении скважины принимается оборудование устья скважины превенторной установкой типа ППГ2-230´21 с основными параметрами: 1. Диаметр проходного отверстия - 230 мм; 2. Рабочее давление - 21 МПа; . Высота - 1035 мм; . Масса - 4670 кг. Выбираем колонную головку по диаметру обсадных колонн и наибольшему давлению на устье. Давление на устье скважины при опрессовке составит 8,65 МПа, а диаметр обвязываемых обсадных колонн равны 146,1; 219; 324; 426 мм. Следовательно, для обвязки устья скважины принимаем колонную головку ОКК3-35-146x216x324x426 с рабочим давлением 35 МПа. 3. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта Конечной целью бурения эксплуатационных скважин является получение максимального притока углеводородного сырья. Для этого необходимо обеспечить качественное вскрытие продуктивного пласта. Одним из основных факторов, оказывающих влияние на качество вскрытия нефтяного пласта, является буровой раствор. Поэтому его свойства должны быть строго регламентированы. К нему предъявляют ряд следующих требований: 1. Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы гидростатическое давление столба жидкости превышало пластовое давление на 5%, согласно правилам безопасности в НГП, поэтому применяют растворы с низким удельным весом; 2. Фильтрация бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта должна быть минимальной; 3. Поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть должно быть минимальным; . Состав фильтрата в случае его проникновения в пласт не должен вызывать физические, химические или физико-химические явления, снижающие проницаемость околоствольной зоны пласта. Исходя из этих условий, применяем при вскрытии пласта ВИЭР со следующими параметрами: - удельный вес - 1,04 г/см3; - условная вязкость -180-200; - показатель фильтрации -0; Применяем также малоглинистый раствор обработанный КМЦ со следующими параметрами: Удельный вес-1,04 г/ см3 условная вязкость -50-60 показатель фильтрации -4-6 pH-7-8 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||