Курсовая 1. Курсовой проект по дисциплине Заканчивание скважин студент гр. Бгб17 Проверил доцент Султанов Д. Р. Уфа 2020

• Название: Курсовой проект по дисциплине Заканчивание скважин студент гр. Бгб17 Проверил доцент Султанов Д. Р. Уфа 2020
• Дата: 20.10.2021
• Размер: 0.84 Mb.
• Имя файла: Курсовая 1.docx
• Тип: Курсовой проект; #252161
• страница: 2 из 6

Возможные осложнения по интервалам бурения скважины и методы борьбы с ними.
Интервал бурения – 0-50 м

Возможны поглощения раствора, интенсивные осыпи и обвалы стенок скважин, прихваты инструмента, наличие ММП.
Интервал бурения – 50-1170 м.

Возможны поглощения раствора, интенсивные осыпи и обвалы стенок скважин, прихваты инструмента, наличие ММП.
Интервал бурения – 1170-1333 м.

Возможны поглощения раствора, незначительные осыпи и обвалы стенок скважины, прихваты инструмента.
Интервал бурения – 1333-2597 м.

Возможны поглощения раствора, незначительные осыпи и обвалы стенок скважины, водопроявления, прихваты инструмента.
Интервал бурения – 2597-2860 м.

Возможны незначительные осыпи и обвалы стенок скважины, прихваты инструмента, нефтегазопроявления, сужение стенок скважины.

Интервал бурения –2860-3260 м

Возможны незначительные осыпи и обвалы стенок скважины, прихваты инструмента, нефтегазопроявления, сужение стенок скважины.
Мероприятия по ликвидации осложнений:

При поглощении – не превышать допустимые значения скорости при СПО. Поддерживать проектные параметры бурового раствора.

При осыпи и обвалов стенок – не превышать допустимые значения скорости при СПО. Поддерживать проектные параметры бурового раствора, бурение с высокой механической скоростью. Обеспечить постоянный долив скважины при подъеме, контроль за вытеснением при спуске инструмента.

При водопроявлениях - не превышать допустимые значения скорости при СПО. Поддерживать проектные параметры бурового раствора. Обеспечить постоянный долив скважины при подъеме, контроль за вытеснением при спуске инструмента.

При нефтегазопроявлениях - не превышать допустимые значения скорости при СПО. Поддерживать проектные параметры бурового раствора. Обеспечить постоянный долив скважины при подъеме, контроль за вытеснением при спуске инструмента.

При прихвате инструмента – контроль за параметрами бурового раствора. Не допускать увеличения плотности и фильтратоотдачи бурового раствора. Не оставлять инструмент без движения более 5 минут. Производить промывку после бурения очередной свечи, проработку ствола скважины. Обеспечить постоянный долив скважины при подъеме и контроль за вытеснением при спуске инструмента

Исходные данные для проектирования.
Ожидаемый пластовый флюид – нефть.

Интервал продуктивного пласта – 2657-2690 м.

Диаметр эксплуатационной колонны равен D_экс= 168,3 мм.

Плотность нефти в пластовых условиях 766 кг/м³.

Параметры растворенного газа:

- газовый фактор – 68 м³/т;

- давление насыщения – 6,8 МПа;

Высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной – до устья;

Герметичность эксплуатационной колонны определяется опрессовкой, проводимой продавочной жидкостью с плотностью 1000 кг/м³ сразу после получения "стоп".

1.ОБОСНОВАНИЕ И РАСЧЁТ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
Определение коэффициентов аномальности, гидроразрыва, поглощений

0-40 м:
Геостатическое горное давление:

P_г1 9,81 = 0,65 МПа;
Индекс геостатического горного давления:

Kг = = = 1,66;
Поскольку давления поглощения в этом интервале не известно, то воспользуемся эмпирической формулой Итона:

,

Где - средний коэффициент Пуассона для горных пород, слагающий пласт;
Зная коэффициент поглощения найдем давление поглощения:

МПа.
40-100 м:

P_г2 = 1,58 МПа;

Kг = = = 1,61;

,

МПа.


100-160 м:

P_г3 = 2,67 МПа;

Kг = = = 1,7;

,

МПа.

160-280 м:

P_г4 = 4,83 МПа;

Kг = = = 1,76;

,

МПа.

280-490 м:

P_г5 = 8,9 МПа;

Kг = = = 1,85;

,

МПа.

490-690 м:

P_г6 = 12,73 МПа;

Kг = = = 1,88;

,

МПа

690-795 м:

P_г8 = 14,74 МПа;

Kг = = = 1,89;

,

МПа

795-930 м:

P_г9 = 17,36 МПа;

Kг = = = 1,9;

,

МПа

930-1090 м:

P_г10 = 19,79 МПа;

Kг = = = 1,85;

,

МПа

1090-1105 м:

P_г11 = 20,1 МПа;

Kг = = = 1,85;

,

МПа

1105-1895 м:

P_г12 = 36,37 МПа;

Kг = = = 1,96;

,

МПа

1895-2050 м:

P_г13 = 39,56 МПа;

Kг = = = 1,97;

,

МПа

2050-2674 м:

P_г14 = 52,21 МПа;

Kг = = = 1,99;



МПа

Давление на устье:

МпаНАС=6,8 МПа.

То есть при заполнении скважины пластовым флюидом будет происходить выделение газа, найдем этот уровень подставив значение P_НАС в выражение:

(от забоя)

Таблица 2 – Расчётные значения давлений и коэффициентов

Интервал, м	Рпл, МПа	Рпогл, МПа	Ка	Кпогл
0-40	0-0,4	0-0,57	0,98	1,46
40-100	0,4-0,99	0,57-1,58	0,99	1,61
100-160	0,99-1,58	1,58-2,53	0,99	1,61
160-280	1,58-2,77	2,53-4,42	0,99	1,61
280-490	2,77-4,85	4,42-7,74	0,99	1,61
490-690	4,85-6,83	7,74-10,9	0,99	1,61
690-795	6,83-7,87	10,9-12,56	0,99	1,61
795-930	7,87-9,21	12,56-14,69	0,99	1,61
930-1090	9,21-10,79	14,69-17,22	0,99	1,61
1090-1105	10,79-10,94	17,22-17,45	0,99	1,61
1105-1895	10,94-18,76	17,45-27,33	0,99	1,47
1895-2050	18,76-20,03	27,33-29,56	0,99	1,47
2050-2674	20,03-26,47	29,56-38,56	0,99	1,47

Рисунок 1– Совмещенный график пластовых давлений и давлений поглощения с коэффициентами аномальности и поглощения

2.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИАМЕТРА ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ДОЛОТ.
Эксплуатационная колонна:

Dн = 168,3 мм; S = 9,2 мм;

Dм = 187,7 мм;

Dд = 187,7 + 2 * 25 = 237,7 мм, , => по ГОСТу Dд = 215,9 мм.

Кондуктор:

dвн = 215,9 + 2 * 3 = 221,9 мм,
Предположительно возьму толщину стенки S = 10 мм, а дальше подбираю полученный размер по ГОСТу.

Dн = 221,9 + 2 * 10 = 241,9 мм; следовательно по Гост Dн =244,5 мм, S=10 мм

Dм = 269,9 мм;

Dд = 269,9 + 2 * 20 = 309,9 мм, => по ГОСТу Dд = 295,3 мм.

Направление:

dвн = 295,3 + 2*3 = 301,3 мм,

Dн = 301,3 + 2 * 10 = 321,3 мм; следовательно по Гост Dн =323,9мм, S=9,5 мм

Dм = 351 мм;

Dд = 351 + 2 * 20 = 391 мм, => по ГОСТу Dд = 393,7 мм.

Таблица 3 - Конструкция обсадной колонны

Интервал установки по стволу	Наименование ОК	Диаметр колонны D внеш. , мм	Наружный диаметр соединения D м. , мм	Диаметр долота Dдол. , мм
0-50	Направление	323,9	351	393,7
0-1170	Кондуктор	244,5	270	295,3
0-3260	Экспл. колонна	168,3	188	215,9

Направление спускаем на глубину 50 м для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения песка, а также для обеспечения циркуляции жидкости.


Кондуктор. Конструкция скважин определяет размеры обсадных колонн, их количество, диаметр ствола под каждую колонну, высоты подъема цементного раствора за колоннами. Конструкция должна обеспечивать строительство скважины до проектной отметки, надежное разобщение пластов, прочность и долговечность скважины как сооружения, проектных режимов эксплуатации, экологическую безопасность при сооружении и эксплуатации.

Наиболее важную роль в конструкции скважины выполняет – кондуктор. Требования – перекрыть слабосцементированные интервалы пород(в основном глины), перекрытие пресноводных источников, а также, на примере моего варианта, следует перекрыть кондуктором то место, где пересекаются графики давлений для недопущения гидроразрыва пород в открытом стволе скважины.
Эксплуатационная колонна – последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или для нагнетания в пласты жидкости или газа.