Курсовая работа: Заканчивание скважин

ВВЕДЕНИЕ

Заканчивание скважин является наиболее важным и экономически значимым этапом при строительстве скважин. Промысловая практика убедительно свидетельствует, что качество выполнения работ этого этапа, начиная от вскрытия продуктивного пласта бурением и заканчивая вызовом притока, оказывает непосредственное влияние на достижение скважиной потенциально возможных дебитов нефти, газа и газового конденсата, ее эксплуатационную надежность и срок эффективной эксплуатации.

Под заканчиванием скважин будем понимать комплекс технологических процессов от начала вскрытия продуктивных пластов бурение до окончания их освоения как промышленного объекта.

Этот комплекс включает:

- первичное вскрытие продуктивных пластов посредством бурения ствола;

- испытание пластов в период бурения;

- крепление ствола скважины и разобщение пластов обсадными трубами и тампонажными материалами;

- создание фильтра между продуктивными пластами и скважиной;

- вторичное вскрытие продуктивных пластов перфорацией;

- вызов притока флюида из продуктивных пластов;

- исследование эксплуатационных характеристик продуктивных пластов.

Эти процессы включают в себя многочисленные операции как систематически применяемые при бурении (спуск-подъём бурильного инструмента, промывка и углубление ствола скважины, регулирование свойств технологических растворов и др.), так и специфические (спуск эксплуатационной колонны, сооружение фильтра, приготовление специальных тампонажных или других технологических растворов, цементирование эксплуатационных колонн, перфорация обсадных труб и цементной оболочки за ним, испытание продуктивных пластов специальными устройствами - пластоиспытателями, уменьшение гидростатического давления столба жидкости в скважине с целью вызова притока пластового флюида и т.д.).

Такое многообразие специальных технологических операций требует особого подхода к изучению круга проблем и вопросов, охватываемых термином «заканчивание скважин».

При строительстве скважин на месторождениях Компании "Татнефть" крепление обсадных колонн осуществляется с использованием современного цементировочного комплекса, способного выполнять работы в автоматическом режиме.

В состав цементировочного комплекса входят 5 единиц специализированной техники: двухнасосный цементировочный агрегат УНБC2 600x70, передвижной цементный склад ЦТ-40-М2-01, два цементовоза ЦТ-25-М03 и станция контроля цементирования СКЦС-01.

Высокая производительность цементировочного комплекса в процессе приготовления тампонажного раствора и закачки его в скважину позволяет создать в затрубном пространстве скважины турбулентный режим течения жидкости, что дает равномерное и полное замещение бурового раствора тампонажным.

Оптимизация времени цементирования обсадной колонны также достигается за счет высокой производительности смесительного устройства с последующей закачкой в скважину приготовленного тампонажного раствора высокопроизводительными плунжерными насосами НТП - 727.

1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ, ГАЗОНЕФТЕВОДОНОСНОСТИ ПЛОЩАДИ, СТЕПЕНИ ЕЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ, ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ БУРЕНИЯ И УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

1.1 Характеристика проектной скважины

Таблица 1.1.1 Характеристика проектной скважины

1.2 Литология и стратиграфия пород

В разделе дается описание литологического состава горных пород, слагающих разрыв скважины, приводится их возраст, интервалы залегания.

Таблица 1.2.1 - Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин

1.3 Осложнения в процессе бурения скважин

Таблица 1.3.1 - Осыпи и обвалы стенок скважины

1.4 Нефтеносность

На Павловской площади промышленно-нефтяные залежи нефти имеются в отложениях бобриковского горизонта.

В пашийском ярусе нефтенасыщен весь разрез. Все горные породы по твердости и по пределу текучести подразделяются на высокопластичные, пластично-хрупкие и хрупкие.

К категории высокопластичных относятся: глины, аргиллиты, наиболее пористые алевролиты, песчаники и известняки.

К пластично-хрупким относятся алевролиты, песчаники, ангидриты, доломиты.

1.5 Состав нефти

В приведенном геологическом разрезе плотность нефти колеблется от 805 до 920 кг/м³. Наибольшую плотность имеет нефть пашийского горизонта с содержанием 3,4% по весу.

1.6 Водоносность

Воды четвертичных отложений - пресные обладают незначительным удельным весом, относятся к группе гидрокарбонатных.

Воды В. Франского горизонта хлоридно-натриевого состава. Удельный вес от 1,02 до 1,14 г/см³. Содержание йода колеблется в пределах 1-8,5 мг/л, брома 6-223 мг/л, аммония 10-118 мг/л. Минерализация от 20 до 184 г/л.

Воды Доманиковского яруса - по составу хлоридно-натриевые, удельный вес 1,16-1,18 г/см³, минерализация 240-265 г/л.

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Конструкция скважины должна обеспечивать высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, создать условия для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение, предотвратить аварии и осложнения в процессе бурения.

Составим предварительный вариант конструкции скважины, предусматривая перекрытия каждой из трех зон с несовместимыми условиями бурения отдельной обсадной колонны.

Башмаки колонн устанавливаем в непроницаемых устойчивых породах. Для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми, рыхлыми, сыпучими породами четвертичных отложений (0-10м.), и предотвращая размыва устья скважины спускается 324мм колонна. Затрубное пространство заливается цементным раствором до устья скважины.

С целью перекрытия неустойчивых пород казанского яруса(10-63м.), уфимского яруса (63-188м.), а также поглощающих горизонтов, приуроченных к кунгурскому ярусу, предусматривается спуск кондуктора 245мм на глубину 280м. Цемент за колонной поднимается до устья.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 1768м высота подъема цемента за колонной предусматривается до устья.

Замеры пластового давления и давления гидроразрыва осуществляются лишь в отдельных точках. В задании даны замеры лишь одной точки. При проведении расчетов принимаются, что относительные давления в пределах пласта постоянные, т.е.

(3.1)

(3.2)

где Р_пл - относительное пластовое давление; Р_гр - относительное давление гидроразрыва; Р_в - давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений.

Если отсутствуют данные о давлениях гидроразрыва, то в исключительных случаях его можно определить по формуле:

Р_гр=0,0083Н+0,66Р_пл (3.3)

где Н - глубина определения давления гидроразрыва; - пластовое давление на глубине определения давления гидроразрыва.

(3.4)

(3.5)

где - плотность воды, принимаем ; g - ускорение свободного падения, ; z - глубина бурения по вертикали, на которой произведен замер соответствующего давления.

Определяем давление гидроразрыва:

Интервал 0- 40 м.

Ргр=0,0083*40+0,66*0,4=0,596 Мпа

Интервал 40-280м.

Ргр=0,0083*280+0,66*2,6=4,04Мпа

Интервал 280-1140м.

Ргр=0,0083*1140+0,66*10,8=16,66Мпа

Интервал 1140-1647м.

Ргр=0,0083*1647+0,66*16,1=23,8Мпа

Интервал 1647-1739м.

Ргр=0,0083*1739+0,66*16,3=25,92Мпа

Относительное пластовое давление

Относительное давление гидроразрыва

Пласты совместимы для бурения, если относительные плотности бурового раствора , рассчитанные по величинам названных давлений для этих пластов удовлетворяют неравенству: