Проект на заканчивание нефтяной добывающей горизонтальной скважины глубиной 2910 м на Маслиховском месторождении

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 10 Февраля 2012 в 17:40, курсовая работа

Описание

Территориально участок расположен в пределах Западно-Сибирской равнины, Ханты-Мансийского автономного округа – Югра, Тюменской области, в западной части Сургутского района. В физико-географическом отношении район строительства входит в лесную зону и представляет собой плоскую слабодренированную равнину, занятую обширными труднопроходимыми болотами и многочисленными озёрами и реками различных размеров.

Содержание

Введение ............................................………………………………………
1. Исходные данные для составления проекта…………………………
2. Обоснование и проектирование конструкции скважины…………...
3. Выбор материалов для цементирования скважины…………………
4. Расчет обсадных колонн на прочность………………………………
5. Обоснование технологической оснастки…………………………….
6. Обоснование способа и скорости спуска обсадной колонны………
7. Подготовка ствола скважины и осадных колонн к спуску…………
8 Обоснование способа цементирования. Расчет технико-технологических параметров цементирования……………………...
8.1.Обоснование потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора……………………………...
9. Обоснование числа смесительных машин и цементировочных агрегатов при закачивании и продавливании тампонажных растворов……………………………………………………………….
9.1.Определение времени цементирования………………………….
10. Разработка технологической системы обвязки цементировочной техники…………………………………………………………………
11. Обоснование способа контроля качества цементирования………...
12. Обоснование способа вскрытия продуктивного горизонта………...
13. Выбор способа освоения скважины. Расчет технологических параметров……………………………………………………………..
14. Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности…………………………………………………………...
Список использованных источников……………………………………...

Скачать (592.32 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Работа состоит из  1 файл

курсач морозова.doc

— 1.87 Мб (Скачать документ)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
 

      Таблица 1.5 – Прогноз возможных поглощений бурового раствора  

Индекс  стратиграфического подразделения Интервал  по вертикали, м Максимальная  интенсивность поглощения, м3/час Условия возникновения
от (верх) до (низ)
Q-P2/3

K2-K1

K1-J3

 0

1105

2138

 480

1950

2910

 до 5,0

до 7,0

до 3,0

 Отклонение  параметров промывочной жидкости

раствора от проектных

 
 
 

      Таблица 1.6 – Прогноз возможных осыпей и  обвалов стенок скважины 

Индекс  стратиграфи-

ческого подразделения

 Интервал  по вертикали, м Интенсив-ность  осыпей и обвалов Проработка  в интервале из-за этого осложнения Условия возникновения
от 

(верх)

 до 

(низ)

 мощность, м скорость, м/час
Q-P2/3 0 480 интенсивные 480 100-120 Нарушение технологии бурения,

отклонение параметров промывочной

жидкости от проектных, длительные

простои при  бурении

P2/3- K1 480 2138 слабые 1658 100-120
K1- J3 2138 2910 слабые 772 100-120
 

      
 
 
 
 
 
 

          Таблица 1.7 - Прогноз  возможных НГВП 

Индекс  стратиграфического подразделения Интервал  по вертикали, м Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ) Условия возникновения
от (верх) до (низ)
K2-K1

K1(АС11)

K1(АС11)

K1(БС40(2))

K1(БС40(2))

J3(ЮС0)

1105

2253

2261

2445

2454

2880

 1950

2258

2265

2450

2457

2910

 вода 

нефть

вода

нефть

вода

нефть

 Отсутствие  постоянного долива жидкости в скважину во время

подъёма инструмента, проведение геофизических, ремонтных и прочих работ без циркуляции промывочной жидкости, во время простоев, применение промывочной жидкости с плотностью ниже значений, заложенных в проекте

 
 

      Таблица 1.8 – Прогноз прихватоопасных зон  

Индекс  стратиграфического подразделения Интервал  по вертикали, м Условия возникновения
от (верх) до

(низ)

Q-P2/3 
 0 
 480 
 Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка

ствола скважины от шлама

 
Р2/3-J3		 480 2910 Отклонение параметров промывочной жидкости от проектных, нахождение

бурильной колонны  и геофизических приборов без  движения более

регламентирущего  времени, плохая очистка ствола скважины от шлама,

сужение ствола скважины

 
 

      Таблица 1.9 Освоение в эксплуатационной колонне 

Индекс  стратигра-фического подраз-деления № объекта (снизу вверх) Интервал  залегания  объекта по вертикали/ по стволу Опорожнение колонны при освоении
от (верх) до 

(низ)

 максимальное  снижение уровня, м плотность жидкости, кг/м3
J3(ЮС0) 1 2880 2910 - -
 

Таблица 1.11 –  Тип и параметры буровых растворов  

 
Номер раствора		 Интервал, м Параметры бурового раствора
 
 
от (верх)		  
 
до (низ)		  
Плот-ность, г/см3		  
Услов. вязкость, сек. 		 
Водо-отдача, см3/ 30мин.		 СНС, дПа

через

  
 
корка, мм		  
 
 
рН		  
пластическая вяз-кость, мПа·с		 динамичес-кое напряжение сдвига, дПа
 
10сек		  
10мин
1

2

2

3

 0

750

1100

2830

 750

1100

2830

2885

 1,1-1,2

1,04-1,1

1,1-1,16

1,2

 60-100

18-30

30-40

35-45

 12-18

12-18

8-12

5-8

 20-30

1-5

15-40

15-30

 40-60

8-10

20-60

25-42

 2,0

1,5

1,5

0,5

 -

7-8

7-8

-

 -

8-11

11-25

15-18

 -

30-40

40-80

125-137

                 

                     Примечание: 1- глинистый раствор, 2 - глинистый на основе акриловых полимеров (рецептура 2), 3 – СБРК. 

 

              

2. Обоснование и  проектирование конструкции  скважины 

    Выбор  и проектирование конструкции скважины производим согласно положениям [4] в два этапа. На первом этапе обосновываем количество обсадных колонн, глубины их спуска. На втором -  размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования. При этом учитываем накопленный опыт строительства скважин на Западно-Ермаковском месторождении.

    Опытное число промежуточных  колонн, глубины установки их  башмаков при проектировании  конструкции скважины определяем  графически, по числу зон с  несовместимыми условиями бурения,  которые строим согласно сопоставления градиентов пластового давления, давлений гидроразрыва пластов, прочности и устойчивости пород.

    В соответствии с требованиями  строим совмещенный график пластовых  давлений и гидроразрыва пород  (рис.2.1).

    По совмещенному графику давлений  и геологическому материалу определяем число и интервал спуска обсадных колонн, которые перекрывают зоны возможных осложнений при бурении.

    Глубины спуска направления и  кондуктора определяем на основе  опыта бурения на данной площади.  Диаметр эксплуатационной колонны выбираем, исходя из ожидаемых суммарных дебитов, габаритов оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов, проведения геофизических исследований, опробования продуктивных пластов. Диаметры промежуточных колонн и кондуктора, а также диаметры долот для бурения под каждую колонну, в соответствии с [4] находим из следующих соотношений:

    Диаметр ствола скважины под  обсадную колонну с наружным  диаметром по муфте определяем  по формулам:

dд = dм  + Δн ,мм                                            (2.1)

(dн)пред = dд  +2( Δв + δ), мм                                   (2.2)

где: Δв – радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (Δв больше 3-5 мм);

    Δн – разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины;

    δ- наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны, мм.

Расчетные значения диаметров долот уточняются по ГОСТ-20692-75, а для обсадных труб по ГОСТ-630-80. 
 
 
 
 
 
 
 

 

    

      

    

          Рисунок 2.1 – Совмещенный  график изменения градиентов давлений

 

 

    Ожидаемый суммарный дебит 150 м3/сут. Принимаем диаметр эксплуатационной колонны dн= 168мм. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

ΔН=25 мм;

dн=168,3 мм;

dм=187,7 мм;

Δв=5 мм;

δ=12,1 мм;

dд=187,7 + 25=212,7 мм. 

    Согласно ГОСТ 20692-75 принимаем диаметр  долота под эксплуатационную  колонну равный 215,9 мм.

    Определяем диаметр кондуктора:

(dн)к = 215,9  +2 (5 + 12,1)= 250,1 мм;

принимаем диаметр кондуктора 245 мм.

    Определяем диаметр долота под  кондуктор:

ΔН=25 мм;

dн=244,5 мм;

dм=269,9 мм;

Δв=5 мм;

δ=13,8 мм;

dд=269,9 + 25=294,9 мм.

    Принимаем диаметр долота под  кондуктор 295,3 мм.

    Аналогично считаем  диаметр  обсадной трубы и долота для направления.

Результаты  сводим в таблицу 2.1

Таблица 2.1 -  Конструкция скважины

Наименование  колонны, номер колонны в порядке  спуска Диаметр колонны, м Интервал  установки колонны, м Расстояние  от устья до уровня подъема тамп. раствора за колонной, м Изготовление  обсадных труб Тип соедине-ния
По  верти-кали По стволу
1
 2 3 4 5 5 6
1 Направление
 0,324 0 - 30 0 - 30 0 ГОСТ 632-80 Трубы с  корот-кой треуго-льной резьбой
2 Кондуктор
 0,245 0 - 750 0 - 759 0
3 Эксплуатационная 0,168 0 - 2830 0 - 2929 600
4 Хвостовик (не цементируемый) 0,114 2730-2885 2780-3120 2580
5 Открытый ствол 0,91 2885-2910 3120-3707 -    

Информация о работе Проект на заканчивание нефтяной добывающей горизонтальной скважины глубиной 2910 м на Маслиховском месторождении