Министерство образования Российской Федерации
Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет
Выполнил:
ст. гр. ГБ-99-01 / Aхматдинов Р.Б./
Проверил: /Янгиров Ф.Н./
Уфа 2003
Содержание:
Введение
1. Обоснование и проектирование конструкции скважины
2. Расчет обсадных колонн
3. Обоснование состава технологической оснастки компоновки обсадной колонны
4. Обоснование способа и режима спуска ОК
5. Обоснование способа цементирования, параметров и вида тампонажных материалов
6. Обоснование способа контроля качества цементирования
7. Выбор и обоснование способа освоения скважины
8. Вопросы ОТ, ОС и ТБ при заканчивании скважин
Литература
Введение
Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы той или иной страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов, а также добыче нефти и газа.
В России, где основным источником формирования бюджета и поступления валютных резервов является нефтегазовый комплекс, вопрос о поддержании объемов производства и их росте наиболее актуален. Уменьшение объемов добычи связано с истощением запасов месторождений, износом основных производственных фондов.
Решение данной проблемы возможно только путем введения в разработку новых месторождений, а также путем разработки более глубоких горизонтов.
Для этого необходимо значительно увеличить объем буровых работ и работ по капитальному ремонту скважин в основном путем повышения технико-экономических показателей бурения за счет роста производительности труда и улучшения технологической базы. Рост производительности труда зависит от технологии бурения (ремонта) и квалификации работников, а улучшение технологической базы возможно путем внедрения новых разработок и увеличения научно-исследовательской работы в данной отрасли.
Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу - повысить эффективность и улучшить качество бурения. Эта задача включает в себя как количественный рост, так и качественный: совершенствование техники и технологии бурения скважин, повышение производительности буровых работ и снижение их себестоимости. Немалые резервы заключаются в совершенствовании качества вскрытия нефтяных и газовых пластов при бурении, ускорении опробования и испытания, в совершенствовании конструкций скважин и уменьшению металлоемкости, в повышении долговечности крепления и разобщения нефтегазоводоносных горизонтов.
В настоящее время к строительству скважины предъявляются значительно более жесткие экологические и экономические требования. Строительство скважины и ее эксплуатация должны оказывать минимальное влияние на экосистему. Разработка месторождения должна преследовать цель не максимально быструю его выработку, а наибольшую его нефтегазоотдачу с причинением минимального ущерба окружающей среде.
Целью данного курсового проекта является закрепление теоретических знаний по дисциплине "Заканчивание скважин" и получение практических инженерных навыков при решении вопросов связанных с расчётом и креплением обсадных колонн.
В данном отчете по производственной практике представлены сведения о Лесмуровском месторождении Стрежевского УБР. Стрежевское УБР входит в состав закрытого акционерного общества «Сибирская сервисная компания».
Данное месторождение находится в южной части Томской области. Рельеф местности, в большей части, равнинный и слабо всхолмленный. Местность сильно заболоченная и покрыта озерами. Толщина почвенного слоя достигает тридцати сантиметров. В зимний период времени толщина снежного покрова достигает ста пятидесяти сантиметров. Месторождение находится в зоне сосново-березовых лесов. Грунт, в основном, торфяно-болотный, песчаный а также представлен суглинками, глинами и супесями.
Среднегодовая температура воздуха –20 градусов по Цельсию, максимальная летняя температура составляет +35 градусов по Цельсию, минимальная температура в зимний период –50 градусов по Цельсию. Максимальная глубина промерзания грунта – 2,4 метра. Преобладающее направление ветра в зимний период – юго-западный и западный, а в летний – северный и северо-восточный. Максимальная скорость ветра – 22 метра в секунду. Многомерзлые породы отсутствуют.
Отопительный период продолжается 257 суток.
Таблица 1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.
| Стратиграфическое подразделение | Глубина залегания, м | Мощность,м | Краткое описание пород | Индекс подразделения | Коэфф. кавернозности | ||
| от | до | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||
| Четвертичные отл.Журавская свитаНовомихайловская свитаАтлымская свитаЧеганская свитаЛюлинворская свитаТалицкая свитаГанькинская свитаБерезовская свитаКузнецовская свитаУватская свитаХ-мансийская свитаВикуловская свитаКошайская свитаФроловская свита | 03085190 240455670820990110011301550174020152070 | 30851902404556708209901100113015501740201520702700 | 3055105502152151501701103042019027555630 | Суглинки, глины.Пески, глиныГлины, пескиПески, алевролитыГлиныГлины, опокиГлины, алевролитыГлиныГлины, алевролитыГлиныГлины, песчаники, пески, алевролитыПесчаники, глины, алевролитыПесчаники, алевролиты,аргиллитыАргиллиты,глины,алев-ролитыПесчаники, глины, алевролиты аргиллиты | QР2/3Р2/3Р1/3Р1/3-Р3/2Р2/2Р1К2К2К2К2+К1К1К1К1К1 | 1,31,31,31,31,251,251,251,251,251,251,251,251,251,251,25 | |
Таблица 2 . Нефтеность по разрезу скважины.
| Индексстратигр.Подразде-ления | интервал | Тип коллетора | Плотность, г/см3 | Содержание серы,%/ парафина,% | Дебит,м/сут | Газовый фактор, м/м3 | |
| от | до | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| К1(АС10)К1(АС11)К1(АС12) | 247025202590 | 249025352650 | Поровпоровпоров | 0,868 0,8660,863 | 1,2/2,51,2/2,51,2/2,5 | 3,2-5819,3-574,2 | -67- |
Таблица 3.Водоносность.
| Индекс страте-графического подразделения | Интервал, м | Тип коллектора | Плот-ность, г/см3 | Дебит, м3/сут | Химический состав воды, мг/экв | Минерализация, г/л | ||||||
| от | до | анионы | катионы | |||||||||
| Cl2 | SO4 | HCO3 | Na(K) | Mg | Ca | |||||||
| К2-К1 | 1090 | 1910 | Поров. | 1,01 | 15-20 | 98 | - | 2 | 92 | 3 | 5 | 15-18 |
| К1(АС4-6) | 2055 | 2060 | Поров. | 0,98 | 5-28 | 90 | 0,5 | 9,5 | 93 | 1 | 6 | 14-16 |
| К1(БС16-22) | 2785 | 2790 | Поров. | 0,98 | 3,03 | 92 | - | 8,0 | 96 | 0,5 | 3,5 | 14-16 |
Таблица 4.Давление и температура по разрезу скважины.
| Индекс стратегр подразделения | Интервал, м | Градиент | ||||||||
| от | до | Пластового давления | Гидроразрыва пород | Горного давления | Геотермический | |||||
| Величина кгс/см2 на м | Источник получения | Величина, кгс/см2 на м | Источник получения | Величина, кгс/см2 на м | Источник получения | Величина град. С на 100 м | Источник получения | |||
| Q-P3/2 | 0 | 450 | Рпл=Ргр | расчет | 0,20 | расчет | 0,22 | расчет | 2,5 | РФЗ |
| Р3/2-К2 | 450 | 1130 | 0,100 | расчет | 0,20 | расчет | 0,22 | расчет | 2,5 | РФЗ |
| К2-К1 | 1130 | 1740 | 0,100 | расчет | 0,17 | расчет | 0,22 | расчет | 3,0 | РФЗ |
| К1 | 1740 | 2700 | 0,099 | расчет | 0,17 | расчет | 0,22 | расчет | 3,0 | РФЗ |
Осложнения при бурении
Возможные осложнения по разрезу скважины предполагались как поглощение бурового раствора в интервале: 0-450 метров, с максимальной интенсивностью до 5 кубометров в час, при условии что параметры бурового раствора будут отклоняться от проектных. А также предполагалось разжижение глинистого раствора в интервале 1130-2015 метров при попадании в глинистый раствор агрессивной пластовой воды, сужение ствола скважины в интервале 2015-2700 за счет разбухания глины.
Также в интервале от 0 до 450 метров находились наиболее опасные прихватоопасные зоны, которые могли активизироваться за счет отклонения бурового раствора от проектных параметров и плохой очистки.
Возможные осыпи и обвалы стенок скважины по интервалам, а также их причины представлены в таблице 5.
Таблица 5. Осыпи и обвалы стенок скважины.
| Индекс стратегр. Подразделения | Интервал, м | Интенсивность осыпей | Проработка в интервале из-за этого осложнения | Условия возникновения | ||
| от | до | Мощность, м | Скорость, м/час | |||
| Q-P3/2P3/2-К2К2-К1 | 04501130 | 45011302015 | Интенсивныеслабыеслабые | 550680885 | 100-120100-120100-120 | Нарушение технологиибурения, превышение скорости СПО, несоблюдение параметров бурового раствора, орг. простои. |
Таблица 6. Нефтегазоводопроявления.
| ИндексСтратеграфподразделения | Интервал, м | Вид проявляемогофлюида | Условия возникновения | |
| от | до | |||
| К2+К1 | 1130 | 1740 | Вода | Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента снижение давления в скважине ниже гидростатического, низкое качество глинистого раствора |
| К1(АС10) | 2470 | 2490 | Нефть | |
| К1(АС11) | 2520 | 2535 | Нефть | |
| К1(АС12) | 2590 | 2655 | Нефть | |
1. Обоснование и проектирование конструкции скважины