Технологический проект эксплуатационной скважины

 

1.Общая и геологическая часть


1.1Географо-экономическая характеристика района работ

нефтегазоносность колонна спуск забой

Майское месторождение располагается в Каргасокском районе Томской области. В 2006-2007 гг. площадь ввели в бурение. Проектная глубина скважины по вертикали составляет 2600 м. Среднегодовая температура воздуха -1.50С, наибольшая летняя температура воздуха +370С, наименьшая зимняя температура воздуха -510С. Максимальная глубина промерзания грунта 2 м. Продолжительность отопительного периода 262 суток. Преобладающее направление ветров: зимой-ЮЗ; летом-СЗ. Наибольшая скорость ветра 22 м/с. Многолетнемерзлые породы отсутствуют.

Рельеф местности равнинный, местность заболоченная. Толщина снежного покрова 100-150 см, толщина почвенного слоя 30 см Растительный покров представлен лиственным и хвойным лесом. Грунт представлен суглинками, песками и глиной. Горно-геологические условия

В первую очередь геологические условия бурения включают в себя стратиграфический разрез скважины. На Майском месторождении на данном кусту стратиграфический разрез скважины представлен следующими отложениями и свитами: четвертичными отложениями, неогеновой, некрасовской, чеганской, люлинворской, талицкой, ганькинской, славгородской, ипатовской, кузнецовской, покурской, алымской, киялинской, тарской, куломзинской, баженовской и наунакской свитами. Данные о глубинах залегания, элементах залегания и коэффициенте кавернозности интервалов сведены в табл. 1.


Таблица 1. Стратиграфический разрез скважины, элементов залегания и коэффициент кавернозности пласта

Глубина залегания, мСтратиграфическое подразделениеЭлементы залегания пластов по подошвеКоэффициент кавернозности интервала (средневзвешенная величина)отдо(кровля)(подошва)названиеиндексуголградмин.060Четвертичные отложенияQ--1.360120НеогеноваяN----120160Некрасовская свитаР3----160200Чеганская свитаР3 - Р2----200285Люлинворская свитаР2----285320Талицкая свитаР1----320370Ганькинская свитаК2--1.25370490Славгородская свита------490735Ипатовская свита------735750Кузнецовская свита------7501580Покурская свитаК2 - К1-50--15801615Алымская свитаК1-50--16152030Киялинская свита--120--20302090Тарская свита--120--20902515Куломзинская свита--120--25152525Баженовская свитаJ31401.225252600Наунакская свита--140--

Литологическая характеристика разреза, а также полное название, описание и характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав) всех горных пород.

Также при составлении геологических условий бурения необходимо указать градиенты пластовых, горных давлений и градиента гидроразрыва пород.


1.2Характеристика нефтегазоносности месторождения


Для бурения скважины большое значение имеет характеристика всех нефтегазоводоносных объектов разреза с указанием для каждого из них условного индекса, стратиграфического подразделения, мощности, пористости и проницаемости, состава и плотности пластовых нефти и газа, содержания газоконденсата; наличия в пластовых флюидах агрессивных компонентов. Все необходимые данные представлены в табл. 1.3.1 и 1.3.2.


Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделенияИнтервал, мТип коллектораПлотность, г/см3Подвижность, Дарси/сПСодержание серы% /парафинов%Дебит, т/сут.от (верх)до (низ)Ю11-225252540поров.0,8460,0030,38/2,628,4

Водоносность

Индекс стратиграфического подразделенияИнтервал, мТип коллектораПлотность, г/см3Химический состав (воды),% экв.от (верх)до (низ)анионыкатионыCl-SO--4HCO-3Na+ (К)Mq ++Са++Четвертично-палеогеновый комплекс0320поров.1,00989-1186410Апт-альб-сеноманский комплекс7501580поров.1,01980,51,5854,410,6Неокомский комплекс15802515поров.1,0195-592,51,16,4Юрский комплекс25152600порово-трещин.1,01387,4-12,694,21,664,14J311-2)25602570порово-трещин.1,023971,21,8920,37,7

.3Ожидаемые осложнения и их характеристика


Особое внимание необходимо уделить полноте описания возможных геологических осложнений. Данные о возможных осложнениях по разрезу скважины включают данные об интервалах поглощения бурового раствора, интервалах осыпей и обвалах стенок скважины, зонах нефтегазоводопроявлений, прихватоопасных зонах и о прочих возможных осложнениях.


Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделенияИнтервал, м.Максимальная интенсивность поглощения, м3/часУсловия возникновения, в том числе допустимая репрессияот (верх)до (низ)Q- К1015801Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПОК1- J3158026003

Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделенияИнтервал, мРепрессия при прихвате, кгс/м2Условия возникновенияот (верх)до (низ)Q- К101580-Отклонение параметров бурового раствора от проектных, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО К1- J315802600-

Осыпи и обвалы стенок скважин

Индекс стратиграфического подразделенияИнтервал, мУстойчивость пород, измеряемая временем от момента вскрытия до начала осложнения, суткиИнтенсивность осыпей и обваловПроработка в интервале из-за этого осложненияот (верх)до (низ)мощность, мскорость, м/часQ- К207503интенсивн.750100-110К2- К175015803слабые830-1158016153интенсивн.35-1- J3161526003слабые985--

Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделенияИнтервал, мВид проявляемого флюида (вода, нефть, газ)Условия возникновенияот (верх)до (низ)К2- К17501580водаСнижение гидростатического давления в скважине из-за: - недолива жидкости; - подъема инструмента с сальником; - снижения плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины.J311-2)25252540нефтьJ312)25602570вода

Прочие возможные осложнения

Интервал, мВид (название осложнения)Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновенияот (верх)до (низ)7501580Разжижение бурового раствораСоздание противодавления на водонасыщенные пласты устраняются повышением плотности промывочной жидкости15802600Сужение ствола скважиныЕстественный процесс набухания глин при длительном контакте их с раствором на водной основе. Отложения устраняются проработкой этих интервалов

2.Проектирование конструкции скважины


2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя


Под конструкцией забоя подразумевают соотношение элементов системы скважина-крепь в интервале продуктивного объекта, которые обеспечивают устойчивость ствола, разобщение напорных пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также продолжительную эксплуатацию скважин с оптимальным дебитом.


Рис. 2.1. Схема выбора эксплуатационного забоя


Обоснование выбора конструкции эксплуатационного забоя скважины происходит с учетом влияния основных факторов, приведенных рис. 2.1.

)Тип коллектора поровый.

)Коллектор прочный, т. к. в интервале продуктивного пласта отсутствуют слабосцементированные пески.

)Коллектор неоднородный, т. к. в интервале продуктивного пласта наблюдается переслаивание аргиллитов, алевролитов, песчаников, углей. По проницаемости коллектор является неоднородным, т.к. значения проницаемости варьируются от 0,001 до 0,3 дарси. В пределах коллектора выделяется два типа флюида: нефть (2525-2540 м) и пластовая вода (2515-2600 м). Т.е. пласт неоднородный. По вышеперечисленным признакам можно сделать вывод, что пласт-коллектор неоднородный.

)На основании вышеперечисленных признаков выбирается конструкция закрытого эксплуатационного забоя. Вскрывается скважина, перебуривая пласт на 60 м, спускается эксплуатационная колонна и цементируется.

)Проводится расчет коллектора на устойчивость по формуле (*).

Пласт считается устойчивым, если выполняется условие:


?сж ? 2[K(Ргорнпл)+(Pплз)], (*)


где ?=0,3, так как пласт представлен песчаниками;

К - коэффициент бокового распора


;


где - граница прочности пород продуктивного пласта при одноосевом сжатии, МПа;

правая часть неравенства - радиальная нагрузка, действующая на породы коллектора, МПа;

- пластовое давление, МПа;



где - градиент пластового давление i-го пласта, Па/м;

- толщина i-го пласта, м.

МПа

- минимальное давление столба жидкости на забое скважины, МПа;



МПа


Таблица 2.1. Коэффициент Пуассона для различных пород

ПородыГлины пластичныеГлины плотныеГлинистые сланцыИзвестнякиПесчаникиПесчаные сланцыКоэффициент Пуассона ?0,410,300,250,310,300,25

- горное давление, Мпа;



где - градиент горного давление i-го пласта, Па/м;

- толщина i-го пласта, м.

МПа

МПа

Конструкция закрытого забоя необходима для изоляции продуктивных горизонтов друг от друга с целью обеспечения их разработки по системе снизу вверх или для совместно-раздельной эксплуатации. Применяется также при неоднородном коллекторе. Продуктивный объект перекрывается сплошной колонной с обязательным его цементированием.

Условие не выполняется, т.к. расчетное значение радиальной нагрузки равное 75,2 МПа больше значения на одноосное сжатие песчаника (30 МПа). Следовательно, коллектор считается неустойчивым. В итоге, конструкция эксплуатационного забоя - закрытый забой.

2.2 Совмещенный график давлений


Совмещенный график давлений иллюстрирует изменение по глубине скважины давлений гидроразрыва пород, пластовых давлений и давлений столба бурового раствора. График строится на основании горно-геологических условий. При недостатке фактических данных они могут быть получены эмпирическим путем (прогнозные данные).

Совмещенный график давлений позволяет выделить в разрезе интервалы, несовместимые по условиям бурения. С учетом наличия геологических осложнений по графику совмещенных давлений решается вопрос о необходимости промежуточных (технических) колонн, их числа и глубины спуска.

Градиент пластового давления - отношение пластового давления в рассматриваемой точке пласта к глубине этой точки.

Градиент давления гидроразрыва - отношение давления гидроразрыва в рассматриваемой точке пласта к глубине этой точки.

Градиент гидростатического столба бурового раствора - отношение давления гидростатического столба БР в рассматриваемой точке скважины к глубине этой точки.

Под эквивалентом градиента давления понимают плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению гидроразрыва.

Для интервалов находятся значения эквивалентов градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва слагающих пород по следующей формуле:



Эквиваленты градиентов пластовых давлений:

Эквиваленты градиентов гидроразрыва

На совмещенный график наносят точки эквивалентов и строят кривые эквивалентов градиентов давлений (рис. 2.2).

Из представленного рисунка можно сделать вывод, что зон с несовместимыми условиями бурения не существует.


Рис. 2.2. Совмещенный график давлений

2.3 Определение числа колонн и глубины их спуска


В конструкцию скважины могут быть включены следующие типы обсадных колонн: направление, кондуктор, техническая и эксплуатационная колонны.

Поскольку интервалов с несовместимыми условиями бурения нет, то выбирается одноколонная конструкция скважины.

Учитывая литологическую характеристику скважины, интервал 0-60 м характеризуется почвенно-растительным слоем, песками аллювиальными, болотными песками, глинами, суглинками. Именно до глубины 60 м необходимо спускать направление для предотвращения устья от размыва, придания направления оси скважины и для создания замкнутого цикла циркуляции

Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение нескольких условий:

. перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;

. разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора;

. установку на устье противовыбросового оборудования;

. при наличии несовместимых интервалов возможность их разделения.

Минимальную глубину спуска кондуктора , исходя из не допущения гидроразрыва пород под его башмаком, определяем по формуле:



где - максимальное пластовое давление, МПа;

- глубина скважины, м;

- плотность пластового флюида, г/см3;

- градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки последующей колонны, МПа/м.

м

Минимальная глубина спуска кондуктора исходя из недопущения гидроразрыва пород под его башмаком равна 347 м. Однако, принимая во внимание возможные осложнения по разрезу скважины, до глубины 750 м возможны осыпи и обвалы стенок скважины, глубину спуска кондуктора принимаем равной 750 м.

Промежуточная (техническая) колонна не устанавливается, т.к. зоны с несовместимыми условиями бурения отсутствуют.

Эксплуатационная колонна, как правило, опускается до забоя скважины, перекрывая все продуктивные горизонты. Таким образом, спускаем эксплуатационную колонну на глубину 2600 м, учитывая 60 м под зумпф.


2.4 Выбор интервалов цементирования


В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы цементирования:

Направление, кондуктор, потайные колонны цементируются на всю длину;

Промежуточные и эксплуатационные колонны цементируются с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на высоту не менее 150-300 м для нефтяных скважин и не менее 500 м для газовых скважин.

Таким образом,

интервал цементирования направления 0-60 м;

интервал цементирования кондуктора: 0 - 750 м;

интервал цементирования эксплуатационной колонны: 600 - 2600 м.

2.5 Определение диаметров обсадных колонн и скважины под каждую колонну


Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который принимается в зависимости от ожидаемого притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважин. При заканчивании скважины закрытым стволом за диаметр эксплуатационной колонны принимается диаметр открытого ствола. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в зависимости от дебита приведены в табл. 2.2.


Таблица 2.2. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

Нефтяная скважинаГазовая скважинаСуммарный дебит, м3/сутОриентировочный диаметр, ммСуммарный дебит, тыс. м3/сутОриентировочный диаметр, мм<40114,3<75114,340-100127,0; 139,775-250114,3-146,1100-150139,7; 146,1250-500146,1-177,8150-300168,3; 177,8500-1000168,3-219,1>300177,8; 193,71000-5000219,1-273,1

Диаметр скважины под эксплуатационную колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины, которые приведены в табл. 2.3.


Таблица 2.3. Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны

Номинальный диаметр обсадной колонны, ммРазность диаметров 2, ммНоминальный диаметр обсадной колонны, ммРазность диаметров 2 , мм114,315,0273,135,0127,0298,5139,720,0323,935,0-45,0146,1426,0168,325,0244,5

В дальнейшем диаметры выбирают из условий проходимости долот внутри предыдущей колонны и проходимости последующей колонны с рекомендуемыми зазорами.

Во всех случаях, когда это возможно, необходимо стремиться к упрощению конструкции скважины и уменьшению её металлоёмкости, например, за счет уменьшения числа колонн, уменьшения диаметров колонн, уменьшения рекомендуемых зазоров или применения труб с безмуфтовым соединением.

Эксплуатационная колонна

Учитывая, что дебит рассматриваемой скважины 28,4 м3/сут, принимаем ориентировочный эксплуатационную колонну диаметром 114,3 мм.

Принимая во внимание, что будет использоваться насосный способ добычи флюида, необходимо принять эксплуатационную колонну диаметром 146,1 мм.

Диаметр скважины под эксплуатационную колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины, которые приведены в таблице 2.3.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную (промежуточную) колонну рассчитываем по формуле:


мм


где - наружный диаметр муфты обсадной трубы, мм (см. табл. 2.4);

- разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны, мм.

мм.

По ГОСТ 20692 - 75 принимаем ближайший диаметр долота, в сторону увеличения, равный 190,5 мм.

Кондуктор

Внутренний диаметр кондуктора определяется по формуле:


мм


где - диаметр долота под эксплуатационную (промежуточную) колонну, мм;

-14 - зазор для свободного прохода долота внутри кондуктора.

мм.

Диаметр обсадных труб для кондуктора принимаем равный 219,1 мм с максимальной толщиной стенки 8,9 мм.

Диаметр долота для бурения под кондуктор

мм.

По ГОСТ 20692 - 75 принимаем ближайший диаметр долота, в сторону увеличения, равный 269,9 мм.

Направление

Внутренний диаметр направления :

мм.

Диаметр обсадных труб для направления принимаем равный 323,9 мм с максимальной толщиной стенки 14 мм.

Диаметр долота для бурения под направление

мм.

По ГОСТ 20692 - 75 принимаем ближайший диаметр долота, в сторону увеличения, равный 393,7 мм.


Таблица 2.4. Основные размеры (в мм) обсадных туб и соединительных муфт к ним по ГОСТ 632-80

Наружный диаметр обсадной трубыТолщина стенки трубыДиапазон варьирования внутреннего диаметраНаружный диаметр соединительной муфтыТолщина стенок обсадной трубыминимальнаямаксимальнаяотдонормальныйуменьшенный114,35,210,2103,993,9127,0 (133,0)123,85,2; 5,7; 6,4; 7,4; 8,6; 10,2127,05,610,7115,8105,6141,3 (146,0)136,55,6; 6,4; 7,5; 9,2; 10,7139,76,210,5127,3118,7153,7 (159,0)149,26,2; 7,0; 7,7; 9,2; 10,5146,16,510,7133,0124,6166,0156,06,5; 7,0; 7,7; 8,5; 9,5; 10,7168,37,312,1153,7144,1187,7177,87,3; 8,0; 8,9; 10,6; 12,1177,85,915,0166,0147,8194,5 (198,0)187,35,9; 6,9; 8,1; 9,2; 10,4; 11,5; 12,7; 13,7; 15,0193,77,615,1178,5163,5215,9206,47,6; 8,3; 9,5; 10,9; 12,7; 15,1219,16,714,2205,7190,7244,5231,86,7; 7,7; 8,9; 10,2; 11,4; 12,7; 14,2244,57,915,9228,7212,7269,9257,27,9; 8,9; 10,0; 11,1; 12,0; 13,8; 15,9273,17,116,5258,9240,1298,5285,87,1; 8,9; 10,2; 11,4; 12,6; 13,8; 15,1; 16,5298,58,514,8281,5268,9323,9-8,5; 9,5; 11,1; 12,4; 14,8323,98,514,0306,9265,9351,0-8,5; 9,5; 11,0; 12,4; 14,0339,78,415,4322,9308,9 365,1-8,4; 9,7; 10,9; 12,2; 13,1; 14,0; 15,4Конструкция скважины сведена в табл. 2.5.


Таблица 2.5. Конструкция скважины

Название колонныДиаметр, ммИнтервал, мКолоннаДолотаСпускаЦементированияНаправление Кондуктор Эксплуатационная323,9 219,1 146,1393,7 269,9 190,50-60 0-750 0-26000-60 0-900 600-2600

2.6 Проектирование обвязки обсадных колонн


Цель раздела - определить необходимость использования противовыбросового оборудования (ПВО) и колонных головок (КГ) для нормальной проводки скважины при вскрытии продуктивного пласта. Критериями выбора ПВО являются:

. максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе;

. диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы.

Величина максимального устьевого давления рассчитывается по формуле:


Мпа,


где: - пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа;

? - плотность флюида, кг/м3;- ускорение свободного падения, м/с2;- глубина залегания кровли продуктивного пласта, м.

Мпа.

Для данной конструкции скважины выбирается однофланцевая колонная головка. Колонная головка устанавливается на кондуктор (219,1 мм), соответственно выбирается оборудование с техническими характеристиками, указанными в табл. 2.6.

Шифр используемой колонной головки: ОКК1 - 21 - 146х219.


Таблица 2.6. Технические характеристики колонной головки ОКК1-21-146х219

Условный диаметр прохода верхнего фланца, ммРабочее давление, МПаУсловный диаметр обсадных труб, на которые устанавливается колонная головка, ммУсловный диаметр обсадных труб, закрепляемых в трубодержателе, мм23021219146

При бурении скважины под кондуктор и эксплуатационную колонну используется комплект противовыбросового оборудования ПВО ОП5 230/80х21 (230 - диаметр условного прохода ОП, мм; 80 - диаметр условный прохода манифольда, мм; 21 - рабочее давление, МПа) состоящую из двух плашечных превенторов (один с глухими, другой с трубными плашками) и одного универсального превентора.


.Технология первичного вскрытия продуктивного пласта


Одна из основных проблем в бурении скважин - качественное вскрытие продуктивного горизонта.

Главное требование, возникающее при этом, минимальное отрицательное воздействие на призабойную зону пласта, т.е. сохранение коллекторских свойств пород, так как конечная цель бурения скважины - получение максимального притока пластового флюида.

На продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта непосредственно около стенки скважины. Проницаемость этой зоны ухудшается практически при любых условиях завершения строительства скважины и зависит от ряда факторов:

состава бурового раствора при бурении (глины, воды, примесей и реагентов раствора);

противодавления на пласт от столба бурового раствора;

длительность пребывания продуктивного пласта под давлением столба бурового раствора.

В данном разделе особое внимание необходимо уделять проектированию типа и компонентного состава бурового раствора, обеспечивающее качественное вскрытие пласта.

Установлено, что состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, должны удовлетворять следующим требованиям:

)фильтрат бурового раствора должен быть таким, чтобы при проникновении его в призабойную зону пласта не происходило набухание глинистого материала, соле- и пенообразования в пористой среде горных пород;

) гранулометрический состав твердой фазы бурового раствора должен соответствовать структуре порового пространства, т.е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц, диаметр которых больше на 30% размера поровых каналов или трещин, должно быть не менее 5% от общего объема твердой фазы промывочного агента.

) поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат - пластовый флюид должно быть минимальным; водоотдача в забойных условиях должна быть минимальной, а плотность и реологические параметры такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании продуктивной толщи было близким к нулю, хотя для промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов, к сожалению, используют главным образом глинистые буровые растворы, обработанные или необработанные химическими реагентами. Причем технология обработки этих растворов химическими реагентами определяется требованиями только безаварийной проходки ствола скважины, а не качественным вскрытием продуктивного пласта.

При бурении скважины ниже глубины 1200 м превышение гидростатического давления над пластовым (суммарная репрессия) должно составлять не менее 5%. Плотность бурового раствора с учетом требований правил безопасности определяется по формуле:


g = 1,05?PПЛ/(g?L),


где: PПЛ - пластовое давление на глубине L, Па,

L - текущая глубина скважины, м,

g - ускорение свободного падения, м/с2

g - плотность бурового раствора, кг/м3

g = 1,05*25500000/(9,81?2600) = 1050 кг/м3

Принимается плотность бурового раствора 1050 кг/м3, чтобы обеспечить запас противодавления.


.Расчет эксплуатационной обсадной колонны на прочность


В процессе спуска в ствол скважины, цементирования, вызова притока, добычи нефти обсадная колонна испытывает различные по величине и характеру нагрузки. Среди них можно выделить:

продольные усилия растяжения от собственного веса;

нагрузки, возникающие в связи с изменением скорости спуска;

осевые нагрузки от трения обсадной колонны о стенки скважины при ее спуске;

продольные нагрузки сжатия в нижней части колонны от собственного веса при разгрузке ее на забой;

продольные нагрузки при эксплуатации вследствие продольных деформаций под воздействием изменения температурного режима;

Анализ всех рассмотренных выше нагрузок, проведённых специалистами с применением теоретических расчётов и в экспериментах, показал, что наиболее опасными для обсадных колонн являются нагрузки от действия статических избыточных наружных и внутренних давлений и осевые растягивающие (страгивающие) нагрузки от собственного веса.

На ОК скважины действует давление со стороны кольцевого пространства, называемое РН (наружное давление) и действует давление внутри колонны РВ (внутреннее давление), разность этих давлений составляет РНИ. В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. РНИ = РН - РВ; РНИ Þ max. Имеются три таких случая:

) осевые растягивающие нагрузки от сил собственного веса достигают максимального значения в конце спуска колонны.

) наружное избыточное давление достигает максимального значения в конце эксплуатации скважины.

)внутренние избыточные давления достигают максимального значения в период опрессовки обсадной колонны.

На всех рассмотренных выше этапах работы с обсадными колоннами имеют место следующие виды давлений в скважине, которые могут учитываться при расчёте статических избыточных внешних и внутренних давлений.

)Гидростатическое давление столба воды;

)Гидростатическое давление столба БР;

)Давление столба буферной жидкости;

)Давление столба пластового флюида;

)Давление столба тампонажной раствора;

)Давление составного столба различных жидкостей;

)Давление столба цементного камня;

)Давление столба составного различных жидкостей и цементного камня;

)Давление пластовое (измеряется или прогнозируется);

)Давление горное.

На рис. представлена схема цементирования эксплуатационной колонны в конце продавки тампонажной смеси.


Рис. 4.1. Цементирование колонны в конце продавки и снятом устьевом давлении

1. Pни1=0 МПа;

. Pни2= ?буфgh1-?прод g h1=1000*9,81*600-1120*9,81*600=5,886-6,592=-0,706 МПа;

.Pни3=?буфgh1+?т1gh2-?продg(h1+h2)=1000*9,81*600+1420*9,81*1875-1120*9,81* *2475=5,886+26,2-27,2=4,886 МПа;

.Pни5=?буфgh1+?т1gh2+?т2gh3-?продg(h1+h2+h3)=1000*9,81*600+1420*9,81*1875+1900*9,81*125-1120*9,81* 2575=5,886+26,2+1,8-28,3=5,586 МПа;

.Pни6=?буфgh1+?т1gh2+?т2gh3-?прg(H-hст)-?т2ghст=1000*9,81*600+1420*9,81*1875+1900*9,81*125-1120*9,81*2575-1900 *9,81*25= 5,886+26,2+2,3-28,3-0,4=5,686 МПа.

Следовательно, принимаются рассчитанные параметры труб.


Заключение


В ходе выполнения курсового проекта были выполнены основные задачи проектирования. В геологической части приведена географо-экономическая характеристика района работ, геологические условия бурения, характеристика нефтегазоносности месторождения и возможные осложнения по разрезу скважины.


Список источников


1.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра, 2000. - 670 с.

2.Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. - М.: Недра, 1991. - 296 с.

.Рязанов В.И., Борисов К.И. Практическое пособие по выполнению курсового проекта по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - Томск: Изд. ТПУ, 2008.

4.Рязанов В.И., Борисов К.И. Расчет бурильной колонны: Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2005.

5.Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник.- Москва: Недра, 1990.

.Справочник специалиста ЗАО CCК. - Москва: Гарусс, 2008.

7.Самохвалов М.А., Боярко Ю.Л. Учебная буровая практика. Учебное пособие. - Томск: SST, 2007.

8.Попов А.Н., Спивак А.И. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - Москва: Недра, 2003.

9. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: ВНИИТнефть, 2001.

. Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Госгортехнадзор Российской Федерации, № 10-13/127 от 12.03.1997 г. - М., 1997.



1.Общая и геологическая часть 1.1Географо-экономическая характеристика района работ нефтегазоносность колонна спуск забой Майское месторождение рас

Больше работ по теме:

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]

Скачать реферат © 2018 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ