Заканчивание скважин

Содержание:

Задание на выполнение курсового проекта	2
Введение	4
Вопросы, подлежащие разработке и освещению:  Краткая геотехническая характеристика разреза  скважины	5
Обоснование заложения, профиля, глубины  ствола скважины
Обоснование конструкции скважины, обеспечивающей надежное закрепление ствола, разобщение пластов, сокращение затрат времени и материальных средств на строительство скважины
Специальный вопрос: Разработка  технико – технологических и  организационно-экономических средств  ускорения и повышения качества работ по первичному вскрытию и освоению эксплуатационного объекта. Выбрать и обосновать типы и параметры буровых растворов. Дать последовательное описание проектируемых организации и технологии работ по освоению скважины
Расчеты эксплуатационной колонны и цементирование с учетом проектируемых организаций и технологии работ
Выделить и охарактеризовать особые меры по охране труда при проведении проектируемых работ
Установить затраты времени  и материальных средств при выполнении работ по п.4 и сопоставить их с фактическими и заложенными в проекте на строительство аналогичных скважин на площади
Графическая часть: Совмещенный график текущих относительных пластовых  давлений и давления ГРП по стволу скважины
Технологическая схема обвязки устья скважины противовыбросового оборудования при вскрытии эксплуатационного объекта
Технологическая обвязка устья  скважины при освоении
Заключение
Список использованной литературы
Приложения

 

 

 

 

Введение

     В данном курсовом проекте произведены расчеты и освещены вопросы, требующие решения при строительстве скважин и объединенных темой «Заканчивание скважин». Проектируемая скважина является добывающей. В работе приведены: краткая геотехническая характеристика скважины, обоснование заложения, глубины, профиля ствола скважины; дано обоснование конструкции скважины, произведены расчеты обсадных колонн и их цементирование, рассмотрены меры по охране труда при проведении проектируемых работ, а также рассмотрен специальный вопрос – «Разработка технико – технологических и организационно-экономических средств ускорения и повышения качества работ по первичному вскрытию и освоению эксплуатационного объекта. Выбрать и обосновать типы и параметры буровых растворов. Дать последовательное описание проектируемых организации и технологии работ по освоению скважины».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. КРАТКАЯ ГЕОТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ

   Данный курсовой проект выполнялся по скважине №116, куст №2 Маговского месторождения.  Маговское месторождение открыто в 1984 году. Ввод месторождения в разработку осуществлен в 1990 году. Маговское нефтяное месторождение расположено в Красновишерском районе Пермской области, в 42 км от г.Красновишерска и в 320 км севернее г.Перми. Ближайшая железнодорожная станция – Соликамск (70 км). Расстояние до магистрального нефтепровода 8 км.

Главные транспортные артерии -  шоссейная дорога Пермь – Соликамск, а также, в период летней навигации, водным транспортом по рекам Каме и Вишере. Слабо развита дорожная сеть, большое количество мелких речек, отсутствие переправ через основные реки, почти полная залесенность и значительная заболоченность создали неблагоприятные условия для проведения буровых работ на площади.

В орфографическом отношении район расположен в междуречье рек Язьва и Вишеры и представляет собой холмистую равнину почти полностью залесенную и на 80% заболоченную, особенно в юго – западной части, с заметным понижением рельефа от 300 до 130 м. Лес смешанный, преимущественно хвойный.

Климатические особенности:

Климат района континентальный, с холодной продолжительной зимой и коротки теплым летом. Температура воздуха:

• среднегодовая + 0,2 С
• наибольшая летняя + 36 С

• наименьшая зимняя - 53 С

Среднегодовое количество осадков 874 мм.         Максимальная глубина промерзания грунта 1,23 м. Продолжительность отопительного периода 232 сут. Продолжительность зимнего периода в году 170 сут.

Основной особенностью месторождения является его расположение в пределах государственного ландшафтного заказника областного значения «Нижневишерский», имеющего режим особого природопользования. Согласно положению о данном заказнике, хотя в его пределах и разрешены в ограниченных масштабах работы по разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, но их проведение имеет ряд жестких ограничений, основными из которых является запрет на размещение нефтепромыловых объектов в водоохранных зонах водоемов и водотоков.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ

1.1.1. Литологическая характеристика разреза ствола

 

Таблица 1.1

                                                              Альт.ротора 151 м.

№	Стратиграфия	Абсолютные  отметки, м			Наклонный  ствол ,м
		от	до	толщ.	от	до	длина
1	Четвертичные отложения	151	136	15	0	15	15
2	Уфимский ярус	136	3	133	15	148	133
3	Иренский горизонт	3	-367	370	148	523	375
4	Филипповский горизонт	-367	-451	84	523	611	88
5	Артинский ярус (терр.)	-451	-910	459	611	1090	479
6	Артинский ярус (карбон.)	-910	-1012	102	1090	1199	109
7	Сакмаро-ассельский	-1012	-1209	197	1199	1409	210
8	Верхний карбон	-1209	-1298	89	1409	1503	94
9	Мячковский горизонт	-1298	-1381	83	1503	1591	88
10	Подольский горизонт	-1381	-1450	69	1591	1663	72
11	Каширский горизонт	-1450	-1510	60	1663	1725	62
12	Верейский горизонт	-1510	-1583	73	1725	1801	76
13	Башкирский ярус	-1583	-1643	60	1801	1863	62
14	Серпуховский-в.визей	-1643	-1932	289	1863	2158	295
15	Тульский(кар)	-1932	-1972	40	2158	2198	40
16	Тульский(тер)	-1972	-2005	33	2198	2232	34
17	Турнейский	-2005	-2065	60	2232	2293	61
18	Фаменский	-2065	-2200	135	2293	2429	136
19	Забой	-2200			2429

 

 

 

1.1.2. Нефтеносность

Таблица 1.1.

Индекс страти графиче ского подраз деления	Интервал, м		Тип колле ктора	Плотность, г/см3		Подвиж ность, мкм2/м Па*с	Содер жание серы, % по весу	Содер жание параф ина, % по весу	Отметка ВНК, м	Параметры растворенного  газа
	от  (верх)	до (низ)		В пласт условиях	После дегазации					Газ. фактор, м3/т	Содерж. серово дорода, %	Содерж. углеки слого газа,%	отн. по воздуху плот ность газа	давле ние насыщ ения в пласт. усл., МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
С2b + C1s	1722 (1884)	1768 (1950)	тре- щин- ный	0,802	0,867	0,02	0,58	2,86	-1610	58,2	0,004	-	0,772	13,11
C1t + D3fm	2084 (2371)	2310 (2632)	тре- щин- ный	0,659	0,801	0,02	0,57	3,6	-2172 -2180	291,6	0,64	-	0,865	16,2

 

 

1.1.3. Газоносность

Свободный газ  отсутствует.

 

1.1.4. Водоносность

Таблица 1.1.3

Индекс страти графиче ского подраз деления	Интервал, м		Тип колле ктора	Плотность, г/см3	Химический  состав воды в мг-экв форме						Степень минера лизации, мг-экв/л	Тип минера лизации по Сулину	Относиться  к источнику питьевого водоснабжения
	от  (верх)	до  (низ)			анионы			катионы
					Cl-	SO4--	HCO3-	Ca++	Mg++	Na++ K+
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
C2b + C1s	1768  (1950)	1813 (2013)	порово- трещиноватый	1,175	4578,8	13	3,4	1078,3	477,9	3038,9	9190,3	ХЛК	нет

 

 

 

 

 

 

Давление и температура в продуктивных пластах (в графах 5,7 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: РФЗ — расчет по фактическим замерам в скважинах)

Таблица 1.1.4

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Пластовое давление,   МПА	Источник   получения	Температура в конце интервала
		от (верх)					до (низ)
					°С	источник получения
1	2	3	4	5	6	7
С2b + C1s	1722 (1884)	1768 (1950)	19	РФЗ	+19.7	РФЗ
C1t + D3fm	2082 (2371)	2310 (2632)	23,3	РФЗ	+38	РФЗ

     Примечание: Градиент давления гидроразрыва пород на 100м: 0-1000м а=2,6МПа; более 1000м а=2,34МПа для поглощающих горизонтов 0-500м а=1,2МПа; более 500м а=1,25МПа.

1.2. Осложнения по разрезу ствола

1.2.1 Поглощение бурового раствора в интервалах от 0 до 150 м, 886 до 1267 м/

Условиями возникновения  могут быть:

- наличие высокопроницаемых пород;

- превышение давления в скважине над пластовым.

 

1.2.2 Осыпи и обвалы стенок скважины: в интервалах 0–150 м, 682–722 м, 1739–1879м.

Причины возникновения  следующие:

- нарушение технологии бурения;

- отклонение параметров бурового раствора от проектных;

- несоблюдение скоростей СПО.

 Для предупреждения данного вида осложнений в интервале бурения 0 - 1879 м проводилась проработка ствола скважины в интервалах обвалообразований, многоцикловая промывка, контроль и выравнивание показателей бурового раствора, а также установка цементного моста после вскрытия артинский терригенных отложений.

 

1.2.3 Нефтегазоводопроявления:

- в интервале от 1884 до 1950 м возможны проявления нефти;

- в интервале от 2371 до 2632 м возможны проявления нефти;

Основными причинами  нефтеводопроявления являются:

- использование бурового раствора с плотностью меньше необходимой, в том числе при неконтролируемом вводе растворов химреагентов и воды;

- недолив скважины при подъеме инструмента;

- долив скважины водой либо раствором меньшей плотности;