Заканчивание скважин. курсач заканчивание МОЙ. Содержание проекта
 Скачать 0.58 Mb.
|
|
Водоносность Воды четвертичных отложений – пресные, относятся к источнику питьевого водоснабжения, обладают незначительным удельным весом и относятся к группе гидрокарбонатных. Воды верхнепермских отложений также пресные, гидрокарбонатно-натриевого типа. Плотность воды составляет 1000,6-1001,2 кг/м3, слабоминерализована. Воды нижнепермских отложений сульфатонатриевого типа. Степень минерализации составляет 26 в мг – эквивалентной форме. Плотность воды достигает 1030 кг/м3. Средний карбон представлен хлоркальциевыми водами, степень минерализации которой варьируется в пределах от 1715 до 4138 мг. - экв., а плотность от 1060 до 1070 кг/м3. Химический состав воды Серпухово-Окского горизонта имеет следующий вид (мг. - экв.): Cl- - 2112; SO4-2 - 52; HCO3- - 1,19; Na+2 – 1943; Mg+2 – 70; Ca+2 – 152; состав пластовых вод Турнейского яруса: Cl- - 3808; SO4-2 - 2,16; HCO3- - 1,2; Na+2 – 2529; Mg+2 – 299; Ca+2 – 983. Кыновский и Пашийский горизонты представлены хлоридно-натриевой пластовой водой плотностью 1180 кг/м3. Содержат: 4760 мг.-экв. анионов хлора и 3095 мг.-экв. Катионов натрия. Состав нефти В приведенном геологическом разрезе плотность нефти колеблется от 790 до 917 кг/м3. наибольшую плотность имеют нефть верейского горизонта с содержанием серы 3.5% по весу. Наименьшую плотность имеют нефти кыновского и пашийского слоев с содержанием серы 1.2% по весу. Содержание парафина в нефти колеблется от 3.0 до 2.8% по весу 3. Обоснование выбора состава и свойств промывочной жидкости для вскрытия продуктивной залежи. Для разбуривания продуктивной залежи используем полимер-глинистый раствор. Для разжижения и снижения водоотдачи используем КМЦ. Для улучшения смазочных свойств используем нефть. Плотность промывочной жидкости для бурения какого-либо интервала можно рассчитать по формулам:   и   Для бурения интервала 1758-1807 используем полимер-глинистый раствор плотностью 1120кг/м3 для не загрязнения продуктивного пласта и для устойчивости пород склонных к осыпанию и обваливанию. Для пашийского горизонта данные по пластической вязкости и динамическому напряжению сдвига: 4,1-15,8мПа*с и 10,3-68,4 мПа*с соответственно. По данным технологического проекта водоотдача составит 4-8 см3/30 мин. Для бурения на Миннибаевской площади величина водородного показателя составляет рН=8-9. Условная и эффективная вязкость:  эф= 4,1+  =5,81 мПасУсловная вязкость при заданных значениях пластической вязкости и динамического напряжения сдвига рассчитывается по формуле:  УВ= 14,7 + 0,87 5,81 + 0,01 5,812 = 20 с Для бурения скважин на Миннибаевской площади значение условной вязкости составляет 20-40секунд. 4. Проектирование конструкции скважины. При выборе метода вхождения в продуктивный пласт придерживаются следующей методики: оценка мощности продуктивной залежи; выясняется характер насыщенности проницаемых пластов; если вскрытию подлежит массивная залежь, оценивается возможность пробуринивания всей толщи без перекрытия верхней части; оценивается характер изменения коллекторских свойств; оценивается устойчивость пород; оценивается возможность загрязнения продуктивной залежи. Исходя из вышеописанного выбираем следующий метод. Скважину обсаживают колонной труб до продуктивной залежи .Цементируют по всей длине эксплуатационной колонны ,а затем перфорируют против заданного интервала .При таком методе можно избежать существенного загрязнения коллектора. Выделяем зоны с несовместимыми условиями бурения помогает совмещенный график изменения с глубиной коэффициентов аномальности пластовых давлений Ка и индекса давления поглощения Кп. Коэффициент аномальности пластового давления рассчитывается по формуле:  где в – плотность вод, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2; z – глубина залегания кровли пласта с давлением Рпл, м; Рпл – пластовое давление, Па. Рассчитываем коэффициент пластового давления для верхнего карбона: в = 1000кг/м3, g=9,8 м/с2, z=338 м. Ka=3.3∙106/1000∙9,8∙338=1 Остальные яруса и горизонты рассчитываются аналогично, и их результаты приведены в табл.3 Индекс давления поглощения рассчитывается по формуле:  где Рпогл – давление, при котором происходит поглощение промывочной жидкости, Па zпогл – глубина залегания кровли поглощающего пласта, м. Рпогл=Мпа, zпогл=338 м. Kп=4.9∙106/1000∙9,8∙338=1,49 Далее для остальных ярусов и горизонтов вычисления производятся аналогично. Результаты вычислений приведены в табл.4. При наличии естественных каналов (трещин, каверн), в которые уходит промывочная жидкость давление поглощения можно принять равным пластовому давлению в поглощающем пласте Рпогл Рпл. Если естественные каналы ухода бурового раствора отсутствуют, а поглощение происходит вследствие гидроразрыва пород и образования искусственных каналов, то давление поглощения следует принимать равным давлению гидроразрыва пород: индекс давления гидроразрыва вычисляется по формуле: Кр = 0,83+0,66Ка Рассчитаем индекс давления гидроразрыва для верхнего карбона: Кр=0,83+0,661 = 1,49 Результаты вычислений представлены в табл.3 Таблица.3
Пользуясь данными таблицы 3 строим совмещенный график индексов давления и графическое изображение конструкции скважины Как видно из графика в проектируемой скважине практически отсутствует зоны с несовместимыми условиями бурения. В качестве промывочной жидкости при бурении интервала интервала 0 – 70 м используют полимер-глинистый раствор плотностью =1300 кг/м3. Для разбуривания интервала 70 – 1758м используем техническую воду =1000 кг/м3,которое будет создавать противодавление на обваливающиеся пласты. Вода на скважину будет подоваться с соседних водонапорных скважин. В процессе разбуривания происходит самозамешивание. Для разбуривания интервала 1758-1807м используем полимер-глинистый раствор плотностью =1250 кг/м3. Первая колонна труб, служащая для предотвращения размыва пород, залегающих в близь дневной поверхности ,разобщения ствола скважины и для соединения устья с очистной системой буровой установки называется направлением. Колонна труб, спускается в скважину после направления и служащая для перекрытия зон осложнений, приуроченных к сравнительно не глубоко залегающим горизонтам, а так же для изоляции горизонта, содержащих артезианские и целебные воды – называется кондуктором. Самая внутренняя колонна носит названия эксплуатационной. Она служит не только для укрепления стенок скважины и изоляции соответствующих горизонтов, насыщенных нефтью, газом или водой, но так же каналом для транспортировки добываемой из продуктивной толщи или закачиваемой последней жидкости. Проектом предусматривается спуск 146мм эксплутационной колонны проектную глубину 1807 м. Определяем диаметр долота под эксплутационную колону. Для того чтобы обсадную колонну можно было спускать в скважину, диаметр последней всегда должен быть больше максимального наружного диаметра колонны.  где Dс – диаметр скважины ( его принимают обычно равным диаметру долот, которым пробурили данный участок), м; Dм - наибольший наружный диаметр колонны ( обычно это диаметр муфты, соединяющий две смены трубы ), м;  -радиальный зазор между стенкой скважины и выступающим наружу элементом колонны ( например, муфтой ), достаточно для свободного спуска. Обычно в вертикальных скважинах принимают от 5*10-3 до 50*10-3м. Чем больше диаметр, следовательно, жесткостью колоны, тем больше зазор. = 5*10-3 – 15*10-3м, больший зазор принимают для долот большего диаметра.Эксплутационная колонна диаметром 0,146м имеет Dм=0,146м.  По ГОСТ 20692-75 на долота шарошечные выбираем ближайшее долото диаметром 0,2159м. Определяем диаметр труб кондуктора   По ГОСТу 632-80 на трубы обсадные и муфты к ним, выбираем трубы диаметром 0,2445 м с диаметром муфты Dмк=0,270 м Выбираем диаметр долота под кондуктор.   По ГОСТу 20692-75 выбираем долото под кондуктор диаметром 0,2953 м. Выбор длины и диаметра направления. Для перекрытия сыпучих песков выбираем длину направления lн=70м.   По ГОСТу 632-80 выбираем трубы диаметром 0,324м с диаметром муфты Dмн=0,351м. Выбор диаметр долота под направление   По ГОСТу 20692-75 выбираем долото под направление диаметром 0,3937м. Конструкция скважины
Заполнение пространства между обсадкой колонны и стенками скважины цементным раствором, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или в атмосферу через заколонное пространство. Интервалы цементирования ствола скважины для: направление от 0 до 70м (полностью) кондуктора от 0 до 310м (полностью) эксплуатационной колонны от 0 до 1807м (полностью). | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||