Реферати українською » Геология » Будівництво та заканчіваніе свердловин


Реферат Будівництво та заканчіваніе свердловин

Страница 1 из 3 | Следующая страница

року міністерство освіти Російської Федерації

>Уфимский Державний Нафтовий

Технічний Університет

Кафедра буріння

нафтових та газових свердловин

>Курсовой проект дисципліни

“>Заканчивание свердловин”

>Виполнил:

ст. грн.ГБ-98-01 />Диндарьянов Г.Р./

Перевірив: />СакаевР.М. /

Уфа 2002


Запровадження

У цьому проекті розглядаються питаннязаканчивания свердловини . Вихідні матеріали отримано автором проекту на час проходження другий виробничої практики вМегионскомУУБР.

>Заканчивание свердловин є важливим етапом у процесі свердловини. У цьому неправильні розрахунки чи недотримання технології можуть призвести до чогось великого матеріального збитку.

На думку проекту нині застосовувані технології який завжди призводять до потрібному результату. Слід застосовувати сучасніші методи: експлуатація свердловин відкритим забоєм (якщо може бути), установка фільтрів, використання устрою селективною ізоляції пластів та інших.

Також вимагають розгляду питання цементування свердловин. УУУБР мали місце випадкинедоподъема цементу до заданої глибини та інші ускладнення при кріпленні свердловин.

Для проектування обрано свердловина № 407 куща № 49Покомасовского родовища, яке належить до групи площразбуриваемихМегионскимУУБР


1 Загальні інформацію про районі ведення робіт

>Площадь,месторождениеПокомасовское

Рік введення площі буріння 1996

Область Тюменська

>ОкругХанто-Мансийский РайонНижневартовский

Температура повітря

-середньо річна, з -40 -30

-найбільша літня, з +35

-найменша зимова, з -58

Максимальна глибина промерзання грунту м, 2,0

Тривалість опалювального періоду,сут 277

Переважна напрям вітрів

-взимкуюг-з

-влітку у

Найбільша швидкість вітру, м/с 21

>Многолетнемерзлие породи, м

-покрівля 100

-підошва 350

Рельєф місцевостіРавнинний, слабко горбистий

Стан місцевостіЗаболоченная, з озерами та річками

>Толщини-снежногопокрова,см від 50 до 160

-грунтового шару, див 30

Рослинний покрив Змішаний,сосново-березовий

Категорія грунтуТорфяно-болотние піски,суглинки,супеси, глини


2Литолого –стратиграфическая характеристика розтину свердловини

>Стратиграфический розріз свердловини, елементи залягання і коефіцієнткавернозности пластів.

Таблиця 1

Глибина залягання, м >Стратиграфическое підрозділ Елементи залягання (падіння) пластів по підошві Коефіцієнткавернозности інтервалу

Від

(покрівля)

До

(підошва)

назва індекс кут
Град. Мін.
1 2 3 4 5 6 7

0

50

150

240

340

520

700

800

950

1120

1140

1980

2100

2450

50

150

240

340

520

700

800

950

1120

1140

1980

2100

2450

2615

>Четвертичниеотл.

Журавська почет

>Новомихайловская св.

>Алтимская почет

>Чеганская почет

>Люлинворская почет

>Талицкая почет

>Ганькинская почет

>Березовская почет

>Кузнецовская почет

>Покурская почет

>Алимская почет

>Вартовская почет

>Мегионская почет

>Q

>P2/3

>P2/3

>P1/3

>P1/3-P3/2

>P2/2

>P1

>K2

>K2

>K2

>K2+K1

>K1

>K1

>K1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1

1

1

1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

30

1.45

1.45

1.45

1.45

1.45

1.25

1.25

1.25

1.25

1.25

1.25

1.25

1.25

1.25


>Литологическая характеристика розтину свердловини.

Таблиця 2
Індексстратиграфического підрозділи Інтервал Опис гірської породи

Від

(вгору)

До

(низ)

1 2 3 4

>Q

>P2/3

>P2/3

>P1/3

>P1/3-P3/2

>P2/2

>P1

>K2

>K2

>K2

>K2+K1

>K1

>K1

>K1

0

50

150

240

340

520

700

800

950

1120

1140

1980

2100

2450

50

150

240

340

520

700

800

950

1120

1140

1980

2100

2450

2615

Піски, глини,суглинки

Піски, глини

Піски, глини,алевролити

Глини, піски

Глини

Глини,опоки

Глини

Глини

Глини,опоки

Глини

Глини, піски, пісковики,алевролити

Глини,алевролити,аргиллити, пісковики

>Аргиллити, пісковики,алевролити, глини

>Аргиллити,алевролити, пісковики


Тиск і температура по розрізом свердловини.

Таблиця 3
Індексстратиграфического підрозділи Інтервал, м >Градиент

Від

(вгору)

До

(низ)

>Пластовое

тиск

>Гидроразрива

порід

Гірничого

тиску

>Геотермический

Розмір

>кгс/см2

на м.

Джерело отримання

Величина

>кгс/см2

на м.

Джерело отримання

Величина

>кгс/см2

на м.

Джерело отримання

Величина

0З на 100 м.

Джерело отримання
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

>Q –P1/3

>P1/3 –K2

>K2

>K2 –K1

>K1

0

500

950

1140

1980

500

950

1140

1980

2615

Рпл=

Р>гд.стат

0,100

0,100

0,100

0,100

>Расчет

>Расчет

>Расчет

>Расчет

>Расчет

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

>Расчет

>Расчет

>Расчет

>Расчет

>Расчет

0,22

0,22

0,22

0,22

0,22

>Расчет

>Расчет

>Расчет

>Расчет

>Расчет

3,5

3,5

3,5

3,5

3,5

>РФЗ

>РФЗ

>РФЗ

>РФЗ

>РФЗ


>Физико – механічні властивості гірських порід по розрізом свердловини.

Таблиця 4

Індекс

>страти-графичес-

когоподраз-деления

Інтервал, м

Короткий назва гірської

породи

>Плот-ность,г/см3

>Порис-тость,г/см3

>Прони-цаемость, Дарсі

>Глинисость,

%

>Карбонатность,

%

Межа

>теку-чести,

>кгс/мм2

>Твердость,кгс/мм2

Коефіцієнт пластичності >Абразивность

Категорія

породи по

промисловій

класифікації

(м'яка, от середня і т.п.)

Від

(гору)

До (низ)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

>К2+К1

К1

(ПК 19)

К1

(БС 10)

К1

(БС 11)

1140

1915

2450

2545

1865

1930

2470

2565

пісок

піщаник

піщаник

піщаник

2,0

2,10

2,14

2,17

23-36

24-32

20

19

0,5

0,152

0,152

0,152

12-18

21-23

10

11

3-10

3-16

3-10

3-10

6-17

9-213

9-213

9-213

-

14-234

14-234

14-234

-

1,1-4,5

1,1-4,5

1,1-4,5

2

6-9

3-9

3-9

М

М, З

З

З


3 Обгрунтування конструкції свердловини застосовуваної на

даної площі

 

Щоб запобігти розливів бурового розчину е на гирло влаштовується шахта ззаглублением на 2 м від поверхні.

При бурінні під кондуктор проходять крізь шар пухких і нестійких пісковиків і глинистих порідлюлинворской почту.

Ускладнення під час проходження відкладеньлюлинворской почту пов'язані про те, щолюлинворские глини можуть відчути пластичну деформацію убік найменшого опору, у результаті може статися звуження до повного перекриття перерізу стовбурабурящейся свердловини. У зв'язку з цим потрібно вирішувати основну проблему – зміцнення стінок свердловини. Для буріння під кондуктор передбачається використовувати залишок розчину, що залишилося від буріння попередньої свердловини, і свіжоприготовлений розчин збентонитовогоглинопорошка, оброблений хімічними реагентами.

>Кондуктор діаметром245мм повинен спускатися на глибину щонайменше50м нижчеММП т. е на400м. З огляду на ймовірні ускладнення при дедалі відчутніше поглиблення свердловини кондуктор спускається на глибину750м.Цементируется до гирла.

При бурінні під експлуатаційну колону проблеми, які слід вирішувати, такі: попередженнянефтегазопроявлений, попередженняприхватабурильного інструмента під час проходження через проникні пласти й забезпечення максимально можливої ступеня збереженняколлекторских властивостей продуктивних пластів.Эксплуатационная колона діаметром146мм спускається на проектну глибину йцементируется рівня , на100м вище башмака кондуктора. Глибини свердловин коливаються від 2000-3000 метрів за залежність від призначення свердловин. Максимальний відхід забою1000м.

>Расчитаем індекси тиску з такої формули з [ 1 ]:


.

Результати розрахункусведем в таблицю 5.

Таблиця 5

Інтервал

>Литология

Рпл

>МПа

Р>погл

>МПа

ДоА

До>погл

0-500 >Q-P1/3 4,9 9,8 0,99 1,99
500 – 950 >Р1/3-К2 9,3 18,6 0,99 1,99
950-1140 >К2 11,2 22,4 1 1,99
1140-1980 >К2-К1 19,4 33 1 1,69
1980-2615 К1 25,7 41 1 1,59

За результатами розрахунку побудуємо графік 1

4 Устаткування гирла свердловини

 

Вибір колоною голівки:

Рупл->gL

Ру=25,7*106-840*9,8*2615=4,1МПа


Вибирається колонна голівкаОКК1-14-245-168.

Пропонується вибрати схему обв'язки ППО застосовується на даної площі.


                                                                                     

>Рис. 1 Схема обв'язкипротивовибросового устаткування.

>1-Впомогательний пульт;2-станция гідравлічного управління;3-разъемний жолоб;4-фланцевая котушка;5-универсальнийпревентор;6-плашечнийпревентор;7-манометр з запірним і розрядним пристроями і роздільником середовищ;8-задвижка з ручним управлінням;9-регулируемий дросель з ручним управлінням;10-отбойная камера з розрядним пристроєм;11-сепаратор;12-задвижка з гідравлічною управлінням;13-устьевая хрестовина;14-обратний клапан;15-фланец;16-пульт управліннягидроприводнимдросселем;I-блокдросселирования;II-в систему спалювання газу;III-в систему очищення;IV-прямой скидання;V-линиядросселирования;VI-устье свердловини;VII-линия глушіння;VIII-к буровим насосам;IX-кнасосним настановам чи прямий скидання;X-блок глушіння.

5 Технологічна оснащенняобсадной колони

>Кондуктор комплектується трубами вітчизняних різьбленіОТТМ. На нижньої трубі встановлюється черевикБК-245, ось на наступній трубі встановлюєтьсядроссельний зворотний клапанЦКОД 245-2 без кулі.ЦентраториЦЦ-4-245/295 встановлюються через 50 метрів за довжиною кондуктора.

>Эксплуатационная колона комплектується трубами різьбленіОТТМ.Низ експлуатаційної колони оснащується такими технологічними елементами (знизу вгору): черевикБК-146; перфорований патрубок зворотний клапанЦКОД-146 без кулі,пакераПГПМ-146-1; спіральні (>турбулизирующие) жорсткіцентраториЦСЖ-146,центрирующие пружинні ліхтарі, встановлюються в інтервалі інтенсивного набору параметрів кривизни з єдиною метою надійногоцентрирования експлуатаційної колони і якісного цементування інтервалу свердловини вищепакераПГПМ-146-1.

На думку автораприменеие пружинних ліхтарів який завждиоправдано.Следует застосовувати (на відповідальних ділянках)центратори з змінюваного геометрією. Попри їхню високу вартість якість кріплення за її використанні значно збільшується.

 

Таблиця 6

Конструкція Типрезьбового сполуки >Герметизирующее засіб
>Кондуктор >ОТТМ >Р-2МВП,Р-402
>Эксплуатационная колона >ОТТМ >Р-402,ГТМ-3

6 Підготовка стовбура до спуску і спуск обсадних колон

1 .Забороняється братися до спуску обсадних колон у замкову шпарину, ускладнену поглинанням бурового розчину,флюидопроявлениями, осипами і обвалами, затягуваннями і посадкамибурильной колони.

>2.Для запобігання ускладнень у процесі спуску кондуктора стовбур свердловинишаблонируетсяКНБК, якої закінчили буріння під кондуктор. Перед спуском кондуктора свердловина промивається протягом двох циклів.

>3.По досягненні бурінням проектної глибини виробляється промивання свердловини протягом двох циклів. Аналогічно виробляється промивання після заключногокаротажа.

При ускладненнях стовбура (посадки інструмента, наявність уступів, звужень тощо.), соціальній та разі простоїв чи тривалостікаротажа більш12ч. виробляється проробка стовбура свердловиниКНБК, що використовувалися при останньомудолблении. Швидкість проробки в інтервалах ускладнень трохи більше100-120м/час. Максимальна швидкість спуску інструменту промиванням трохи більше4м/с. Під час підйомуКНБК забезпечується постійний долив.

>4.Спускобсадной колони ввозяться відповідності зі такими вимогами:

· спуск складає клинових захопленнях, відповідних розміру і масіобсадной колони;

·резьбовие сполукидокрепляются машинними ключами змоментомером.

· швидкість спуску експлуатаційної колони в інтервалі до покрівліпокурской почту має перевищувати 1,0 м/с, нижче 0,4 м/с

· проміжну промивання стовбура в неускладненою свердловині виробляють із глибини 1000 м через кожні 300 м спуску обсадних труб;

проміжну промивання у разі виникнення ускладнень (посадки, затяжки тощо.) проводять, починаючи з інтервалу виникнення ускладнення через кожні наступні200м спущені труб; запобіганняприхвата під час заповнення іпромивках слід колону тримати в підвішеному безпечному стані й періодично крокувати; циркуляцію відновлюють одним насосом; тривалість промивання на кінцевої глибині мусить бути упродовж як мінімум циклу; тиск на гирло при промиванні на повинен викликатигидроразрива порід і поглинання; разі виявлення поглинання переходять на промивання насосом зі зниженою подачею; у разі втрати циркуляції колону піднімають до глибини, де проводилася попередня промивання і відновлюють циркуляцію при мінімальної подачі. При поновлення спуску повторне використання раніше витягнутих із свердловини обсадних труб забороняється.

Узвіз обсадних колон проводяться за планом, складеного буровим підприємством, і затвердженим у установленому порядку. До плану додаються дані до розрахунку колони, коефіцієнти запасу міцності колони, результати розрахунку колони, і навіть акт про готовність бурової установки до спуску колони. Особливу увагу має приділятися підготовці стовбура свердловини перед спуском експлуатаційної колони зпакером (за необхідності триває робота пошаблонированию чи опрацюванні стовбура свердловини при заданих параметрах бурового розчину). Місце установкипакера в стовбурі свердловини вказується геологічної службою бурового підприємства підставі даних геофізичних досліджень свердловини. Не допускається установкапакера в зонах каверн.

При спускуобсадной колони зпакером рекомендується виробляти профілактичні промивання свердловини за обов'язкового застосуванні фільтра, установлюваного під робочої трубою. За появи посадокобсадной колони необхідно знижувати швидкість спускуобсадной колони під час проходженняпакером інтервалу стовбура свердловини, схильних до звуження, щоб уникнути гідророзрив пластів. Не слід допускати При спускуобсадной колони зпакером посадок в величину, перевищує 15% ваги спущеній колони в вертикальному стовбурі і 30% - в похилому. У разі перевищення спуск колони доведеться припинити і свердловину промити до усунення посадок. Після закінчення спускуобсадной колони свердловина промивається до вирівнювання параметрів бурового розчину.


7Расчетобсадной колони

Основними розрахунками обсадних колон, є розрахунки на зовнішнє і внутрішнє надлишкове тиск і розрахунок на розтягнення.

Вихідні дані для розрахунку експлуатаційної колони.

Таблиця 7

Найменування >Размерность Умовне позначення Кількісна значення
1 2 3 4

Відстань від гирла свердловини:

- до башмака колони

- до башмака попередньої колони

- рівня цементного розчину

- рівня рідини наприкінці експлуатації

-докровлипродиктивного пласта

Щільність:

-опрессовочной рідини

- бурового розчину колоною

- цементного розчину за колоною

- полегшеного цементного розчину за колоною

- рідини в колоні

Довжина ділянки цементного розчину за вертикаллю

Довжина ділянкиглиноцементного розчину за вертикаллю

Тиск опресовування на гирло

>Пластовое тиск у покрівлі продуктивного пласта

м

м

м

м

м

>г/см3

>г/см3

>г/см3

>г/см3

>г/см3

м

м

>МПа

>МПа

L

L0

h

h>ке

h>пп

       

H1

H2

>P>оп

Рпл

2615

630

530

1200

2450

1.00

1.12

1.83

1.48

0.84

945

1140

13.7

25.7

>Расчет на внутрішнє тиск чинне на колону.

>Определим тиск на гирло за умови, що свердловина заповнена пластовій рідиною:

.


>Определим тиск опресовування на забої:

.

Де -опрессовочное тиск на гирло свердловини.

>Определим тиск у кінці експлуатації:

.

Побудуємо графік внутрішніх тисків.

Графік 2.

>Расчет на зовнішнє тиск чинне наобсадную колону.

Незацементированном інтервалі заповненимпромивочной рідиною, зовнішнє тиск визначається, як гідростатичний від стовпапромивочной рідини.

.


Узацементированном інтервалі до затвердіння цементу, тиск визначається щодо тиску стовпапромивочной рідини і цементного розчину.

.

Що стосується колиобсадная колона зацементована різною щільності, то допускається використовувати середню щільність розчину з урахуванням довжини кожного інтервалу.

 .

Звідси одержимо зовнішнє тиск до затвердіння цементу:

.

>Определим зовнішнє тиск після затвердіння цементу:

,

де - гідростатичний тиск стовпапромивочной рідини;

             - гідростатичний тиск рідини котра міститься в порах затверділого цементу.

   

Побудуємо графік зовнішніх тисків.


Графік 3.

>Определим внутрішні надлишкові тиску які діютьобсадную колону.

У випадку внутрішні тиску визначаються як різницю внутрішніх та зовнішніх тисків однією і хоча б час, коли внутрішнє тиск у колоні сягає максимальних значень. Зазвичай буває приопрессовкеобсадной колони. Надлишкове тиск визначається для характерних точок, а розподіл тиску з-поміж них приймається лінійно.

За графіком 1 і 2 визначимо характерні точки:

 

При визначенні внутрішнього надлишкового тиску в продуктивної зоні пласта позаосложненних умов, вводиться коефіцієнт розвантаження цементного кільця – До. Це пов'язано з допущеннями прийняті під час складання методики розрахунку. Для обсадних колон діаметром 146 мм,К=0,25.

>Определим зовнішні надлишкові тиску.

>Наружние надлишкові тиску визначаються як різницю зовнішніх й міністром внутрішніх тисків на даний момент що вони досягають максимальних значень. Зазвичай це стосується моменту експлуатації свердловини. Надлишкове тиск визначаються для характерних точок, а розподіл тиску з-поміж них приймається лінійно.

При визначенні зовнішнього надлишкового тиску в продуктивної зоні пласта позаосложненних умов, вводиться коефіцієнт розвантаження цементного кільця – До. Для обсадних колон діаметром 146 мм,К=0,25.

 

Побудуємо графік внутрішніх та зовнішніх надлишкових тисків.

Графік 4.

>Рассчитаемобсадную колону.

>Расчет починаємо знизу вгору підбираючи колону з розрахунку на зовнішнє тиск і перевіряємо отримані дані розрахунками на внутрішнє тиск і розтягнення.

Вибираємо труб із [2], для 1 секціїd=146мм, =>7,7мм, []=24,3МПа, []=>35МПа, []=>1254кН,q=0,265кН, групи міцності Д, де

 >d- діаметробсадной колони;

  - товщина стінкиобсадной труби;

        [] – дозволенесминающее тиск;

 [] – дозволене внутрішнє тиск за якого створюється межа плинності матеріалу труби;

 [] – допустимастрагивающая навантаження певна

Страница 1 из 3 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація