Заканчивание скважин

Автор: Пользователь скрыл имя, 13 Января 2011 в 17:35, курсовая работа

Описание работы

Заканчивание является одной из наиболее важных стадий в строительстве скважин. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение во многом определяет будущий дебит скважины. Поэтому при проведении этих работ необходимо принимать все возможные меры для повышения качества заканчивания скважин.

Содержание

Введение 3
1. Геологическая часть 4
2.Профиль скважины 8
3. Обоснование конструкции скважины 9
3.1 Обоснование способа цементирования 14
3.2 Обоснование способа вхождения в продуктивный пласт 15
4. Обоснование типоразмера ПВО 16
5. Расчет эксплуатационной колонны 17
5.1 Расчёт наружных давлений 17
5.2. Расчёт внутренних давлений 17
5.3. Расчёт наружных избыточных давлений 18
5.4 Расчёт внутренних избыточных давлений 18
5.5 Выбор типа труб 19
6. Спуск обсадной колонны 21
6.1. Обоснование режима спуска обсадных колонн 21
6.2. Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны 22
6.3. Расчет допустимой глубины опрожнения колонны 24
7. Оснастка обсадных колонн 25
8. Цементирование обсадной колонны 26
8.1. Определение объёмов тампонажных растворов для цементирования эксплуатационной колонны 26
8.2. Определение потребного количества компонентов 8.3.Реологические параметры растворов 26
8.3. Реологические параметры растворов 27
8.4. Определение режима работы цементировочной техники 28
8.5. Общая потребность в цементировочной технике 29
8.6. Расчет времени цементирования 35
9. Контроль качества цементирования 36
10. Способ освоения скважины 36
11. Охрана труда, окружающей среды и ТБ при заканчивании скважин 38
Список использованной литературы

Скачать полностью (282.85 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Работа содержит 1 файл

Курсовой ЗС-ГБ-5к.doc

— 960.50 Кб (Скачать)

      Далее приведем расчеты, сделанные в программе  Zement.exe 
 
 
 

Исходные  данные: 

Конструкция скважины:

Интервал Длина интервала, м Диаметр, мм
2 736.00 225.00
1 1729.00 230.00

Диаметр обсадной колонны, мм  D=146.00

Профиль скважины:

Участок Длина по стволу, м Зен. Угол в конце  участка, град. Радиус искривления, м
1 370.00 0.00 1000000.00
2 183.00 20.97 500.01
3 1037.20 20.97 1000000.00
4 874.80 5.00 3138.53

Конструкция колонны:

Секция Длина секции, м Толщина стенки, мм
1 10.00 7.00
2 2455.00 7.00

Параметры жидкостей:

Вид жидкости Объем, м3 Плотность, кг/м3 Пласт. вязкость, Па×с ДНС, Па
Промывочная 93.56 1100 0.014 7.000
Буферная 7.44 1100 0.009 2.350
ОЦР 59.30 1412 0.020 5.000
ЦР 7.71 1800 0.033 8.300
Продавочная 33.60 1100 0.014 7.000
 

Значения расходов, л/с – Q(B); B=1,VV: 

2.30 14.50    25.80     34.40   43.00      56.70  72.90      87.00  
 
 
 
 

      Результаты  расчета процесса закачки цементного раствора

% м3 при расходе, л/с
г. стат. 2.30 14.50 25.80
1 2 3 4 5 6
Давление  на устье, МПа
0.00 0.00 0.00 1.57 1.91 2.10
10.00 10.80 -0.75 0.71 1.05 1.43
20.00 21.61 -3.06 -1.64 -1.30 -0.73
30.00 32.41 -5.32 -3.95 -3.61 -2.84
40.00 43.22 -6.99 -5.66 -5.32 -4.52
50.00 54.02 -5.68 -4.40 -4.05 -3.24
60.00 64.83 -4.42 -3.17 -2.83 -2.00
70.00 75.63 -5.01 -3.74 -3.37 -2.55
80.00 86.44 -1.31 -0.04 0.32 0.96
90.00 97.24 2.29 3.59 3.79 4.43
100.00 108.05 8.33 9.70 10.09 10.38
Давление  на забое, МПа
0.00 0.00 25.54 26.52 26.76 26.89
10.00 10.80 25.54 26.52 26.76 26.89
20.00 21.61 25.54 26.52 26.76 26.89
30.00 32.41 25.54 26.52 26.76 26.89
40.00 43.22 25.80 26.69 26.91 27.04
50.00 54.02 27.10 27.96 28.18 28.32
60.00 64.83 28.37 29.18 29.41 29.56
70.00 75.63 29.61 30.38 30.61 30.78
80.00 86.44 30.88 31.59 31.82 32.00
90.00 97.24 32.29 32.99 33.24 33.44
100.00 108.05 33.94 34.73 35.01 35.23
% м3 при расходе, л/с
34.40 43.00 56.70 72.90
Давление  на устье, МПа
0.00 0.00 3.14 4.07 6.51 10.20
10.00 10.80 2.38 3.32 5.76 9.46
1 2 3 4 5 6
20.00 21.61 0.19 1.19 3.75 7.36
30.00 32.41 -1.96 -0.9 1.79 5.85
40.00 43.22 -3.56 -2.39 0.44 4.70
50.00 54.02 -2.27 -1.05 1.84 6.16
60.00 64.83 -1.02 0.24 3.20 7.57
70.00 75.63 -1.49 -0.12 3.03 7.64
80.00 86.44 2.07 3.46 6.52 11.00
90.00 97.24 5.55 6.96 9.95 14.33
100.00 108.05 11.46 12.70 15.50 19.59
Давление  на забое, МПа
0.00 0.00 26.99 27.11 27.95 29.32
10.00 10.80 26.99 27.11 27.95 29.32
20.00 21.61 26.99 27.11 27.95 29.32
30.00 32.41 26.99 27.11 27.95 29.32
40.00 43.22 27.17 27.33 28.19 29.55
50.00 54.02 28.47 28.67 29.59 31.01
60.00 64.83 29.72 29.97 30.95 32.42
70.00 75.63 30.95 31.24 32.28 33.81
80.00 86.44 32.19 32.56 33.64 35.22
90.00 97.24 33.60 34.05 35.19 36.85
100.00 108.05 35.38 35.81 37.07 38.77
 
 
 

       На основе полученных расчетов построим график зависимости Ру=f(VЖ). 

      Рис. 9. График изменения давления на цементировочной головке при закачке и продавке цементного раствора.

 

Построим  график, показывающий участие цементировочных  агрегатов в процессе цементирования.

Рис. 10. Участие ЦА-320 в процессе цементирования

    8.6. Расчет времени цементирования.

      Буферная  жидкость:   

      Облегченный цементный раствор: 

      Цементный раствор:   

      Продавка:     

                    

                    

      Итого времени t=122,18×1,05=2 ч. 9 мин.

      Расчетное время цементирования меньше, чем  время начала схватывания, цементного раствора (tнсхв»3:20-3:40).

          9. Контроль качества цементирования.

      Наличие цементного камня проверяется с помощью АКЦ и ГГКц после ОЗЦ.

      Сцепление цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины проверяется АКЦ после ОЗЦ.

      Герметичность крепи проверяется опрессовкой  после ОЗЦ.

      Герметичность цементного кольца проверяется опрессовкой  после разбуривания цементного стакана и углубления под следующую колонну на 1-3 м.

      В случае недоподъёма цементного раствора до устья необходимо провести ОЦК для определения высоты подъёма цементного раствора.  

            10. Способ освоения скважины. 

      Испытание (освоение) скважины производится по плану работ, утвержденному Заказчиком. 

      Вид подъемника – А-50;

      Интервал  перфорации – определяется по данным окончательного каротажа, геологической службой НГДУ:

      Тип перфоратора – ПМИ-48 (Predator);

      Перфорационная  среда – товарная нефть (на депрессии);

      Вызов притока – снижение уровня свабированием;

      Гидродинамические исследования – КВУ (КВД);

      Глубиннонасосное  оборудование –  по данным ГДИ;

    Проектный дебит – 20т/сутки.

                      Таблица 13

               Состав работ для сметного расчета По  типовому наряду, ч Норма времени, ч
    1 2 3
    Проверить наличие устьевого давления, при  наличии стравить - -
    Смонтировать  А-50 согласно ВУ и ВТУ 11,41 -
    Оборудовать устье скважины ПВО, опрессовать 1,4 1,4
    Разбуривание  УСЦ-146-1 40,4 37,09
    Фрезерование  интервала УСЦ - по факту
    Скрепирование колонны 28,82 26,46
    1 2 3
    Шаблонировка, промывка скважины 36,02 33,07
    Опрессовать м/к пространство на 6,0МПа, э/колонну  на 15,0МПа 4,36 4,36
    ГИС (АКЦ, СГДТ) по факту по факту
    Спуск НКТ с шаблонировкой под сваб, перевод на нефть 15,53 14,26
    Запись  влагомера по факту по факту
    Подготовительные  работы к свабированию 3,8 3,8
    Снижение  уровня по факту по факту
    Перфорация  ПМИ-48 (Predator) по факту по факту
    Установить  оборудование для свабирования по факту по факту
    Вызов притока по факту по факту
    ПГИ (КВД) по факту по факту
    Заключительные  работы после перфорации и свабирования 0,64 0,64
    Заглушить скважину нефтью 5,31 4,86
    Оборудование  скважины ПВО и опрессовка 1,4 1,4
    Подъем  НКТ 13,18 12,1
    Спуск ГНО 40,19 40,19
    Демонтаж  А-50 6,52 -
    Итого: 208,98 179,9
    Прием-сдача  вахт 6,25 6,25
    Ремонтные работы 9,81 9,00
    Всего по скважине без времени  на ГИС 225,04 195,15

      Примечания:

      Данные  по испытанию скважины  указываются  геологической службой Заказчика  в плане работ на испытание (освоение) по материалам ГИС.

Разбуривание  муфты УСЦ-146-1 проводить роторной компоновкой: долото 124 СЗ-ЦАУ+      центратор Ø 120мм + бурильная труба  Ø73мм + центратор Ø 120мм. В качестве резервного варианта допускается применение следующей компоновки: долото 124 СЗ-ЦАУ+      центратор Ø 120мм + Д2-105 + центратор Ø 120мм + обратный клапан. После разбуривания УСЦ произвести спуск и фрезерование интервала УСЦ торцевым фрезером  Ø 126мм.

      11. Охрана труда, окружающей среды и ТБ при заканчивании скважин.

            Охрана недр.

      Предотвращение  потерь нефти и газа в проницаемые  горизонты предусматривается путём применения высокогерметичных труб типа ОТТГ, ОТТМ и применения специальных герметизирующих резьбовых смазок типа Р - 402,  
Р - 2МПВ. Контроль качества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкой колонн согласно “Инструкции по испытанию скважин на герметичность”.

      Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов применяются следующие технологические решения:

  • обработка бурового раствора высокомолекулярными соединениями, обеспечивающая снижение фильтрационных свойств промывочной жидкости;
  • ограничение репрессий на водоносный горизонт путём регулирования структурно-механических свойств бурового раствора, обеспечивающих снижение гидродинамического давления, в том числе при спуско-подъемных операциях;
  • перекрытие интервала залегания водоносных горизонтов колонной обсадных труб, обеспечивающих сохранение естественного состояния  подземных вод в процессе дальнейшего углубления ствола скважины.

      Для сохранения естественного состояния коллекторских свойств продуктивного пласта и предотвращения физико-химического загрязнения призабойной зоны пласта реализуются следующие технологические мероприятия:

  • снижение водоотдачи бурового раствора до 1,5-2 см3 путём специальной химической обработки промывочной жидкости при вскрытии и разбуривании продуктивного горизонта;
  • уменьшение гидравлических сопротивлений в стволе скважины и снижение репрессии на пласт за счёт применения бурового раствора со значениями напряжения сдвига близкими к нулевым;
  • образование на стенках скважины полимерглинистой корки, препятствующей проникновению в пласт твёрдой фазы бурового раствора.

Информация о работе Заканчивание скважин