Заканчивание эксплуатационной скважины №8 Пинджинского месторождения глубиной 2650 (2720) метров - Курсовая работа

Проектирование конструкции скважины 2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя 2.2 Совмещенный график давлений 2.3 Определение числа колонн и глубин их спуска 2.4 Выбор интервалов цементирования 2.5 Определение диаметров обсадных колонн и скважины под каждую колонну 2.6 Проектирование обвязки обсадных колонн 3. Расчет эксплуатационной обсадной колонны на прочность 4.1 Условия работы колонны в скважине 4.2 Расчет действующих нагрузок 4.3 Конструирование обсадной колонны по длине 4.4 Расчет натяжения эксплуатационной колонны 4.5 Технологическая оснастка колонны 5. Расчет и обоснование параметров цементирования 5.1 Обоснование способа цементирования 5.2 Обоснование типа и расчет объемов буферной, продавочной жидкостей и цементного раствора 5.3 Гидравлический расчет цементирования, выбор типа и расчет необходимого количества цементировочного оборудования 5.4 Расчет режима закачки и продавки тампонажной смеси 6. Испытание и освоение скважины 7.1 Вторичное вскрытие пласта 7.2 Вызов притока флюида (фонтанная арматура, схема обвязки, технология) 8. Общая и геологическая часть 1.1 Горно-геологические условия Геологический разрез данного месторождения сложен интервалами горных пород 18 свит, от четвертичной системы до тюменской свиты, где и находится требуемая нефтяная залежь. Мощности свит колеблются от 3 м (георгиевская свита) до 857 м (покурская свита). Все данные сведены в таблице 2 и таблице 3: Таблица 2 Литологический состав горных пород Индекс стратигра-фического подраздела Интервал по вертикали, м Горная порода Стандартное описание горной породы Краткое название Процент в интервале От кровля До подошва мощность 1 2 3 4 5 6 7 Q 0 25 25 Песок глина суглинок 30 30 40 Почвенно-растительный слой, глины и суглинки, желтовато-серые, пески и супеси. 5: Таблица 5 Нефтеносность месторождения Индекс стратиграфического подраздела Интервал, м Тип коллектора Подвижность, дарси/спуаз Содер-жание серы, % Свободный дебит, т/сут Газовый фактор, м3/м3 Плотность нефти, кг/ м3 от до Ю12 2595 2600 поровый 0,04 1 200 0,45 913 1.2 Ожидаемые осложнения Присутствует несколько зон возможных осложнений: · от 0 до 670 м (кузнецовская свита) - возможны обвалы и осыпи неустойчивых пород, водопроявления, поглощения бурового раствора с интенсивностью до 1м3/час. Породы коллектора устойчивы, если выполняется условие [1]: σсж ≥ σсжрас=2[k(Ргор- Рпл) (Рпл - Рз)], (1) где σсж- прочность породы на одноосное сжатие, МПа; σсжрасч - радиальная сжимающая нагрузка на породы продуктивного пласта, МПа; Н- глубина залегания продуктивного пласта, м; К- коэффициент бокового распора, К= μ/(1- μ) (2) μ - коэффициент Пуассона; для песчаника μ= 0,35; Рпл- пластовое давление, МПа; Рз- минимальное давление столба нефти на забое скважины в конце эксплуатации, МПа; g- ускорение свободного падения, м/с2; Ргорн = (Σ ρi hi )*g; (3) ρi - плотность пород i-го пласта, кг/м3 (из табл. 4); Рз = ρн*g*H/3; (4) Рз = 913*9,81*2650/3 = 7,91 Мпа. σсжрасч = 2[0,3/(1 - 0,3)*(56,15 - 27,01) (27,01 - 7,91)] = 63,18 МПа. Т.к. σсж 300 177,8; 193,7 1000-5000 219,1-273,1 Т.к. дебит данной скважины составляет 200 т/сут, то выбирается [1] dэкс =168,3 мм (из табл. Таблица 7 Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны [1] Номинальный диаметр обсадной колонны, мм Разность диаметров 2 , ммНоминальный диаметр обсадной колонны, ммРазность диаметров 2 , мм 114,3 15,0 273,1 35,0 127,0 298,5 139,7 20,0 323,9 35,0-45,0 146,1 426,0 168,3 25,0 244,5 Dсквэкс = dмэкс 2∆; (6) где dмэкс - наружный диаметр муфты обсадной трубы под эксплуатационную колонну, мм; Dсквэкс = 187 25 = 212 мм. Принимается Dд, равный 214,3 мм (долото производства НПО «Буринтех»). Критериями выбора ПВО являются: 1. максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе; 2. диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы. Внутреннее давление в колонне действует при спуске колонн, в процессе цементирования скважины и в процессе эксплуатации. Принимаем основные нагрузки используемые при расчете: силы растяжения от веса обсадной колонны, наружное и внутреннее избыточное давление. 4.2 Расчет действующих нагрузок Расчет производится для случая, когда тампонажный раствор закачивается одной порцией с одинаковой плотностью ρТР = 1900 кг/м3. Следовательно, если эксплуатационная колонна выдержит нагрузки при закачке тампонажного раствора с данной плотностью, то выдержит и при закачке двух порций тампонажного раствора с использованием облегченного тампонажного раствора. 1. РНИ = РН - РВ; РНИ Þ max. РНИ = ρБР g h - ρПЖ g h; (10) где ρБР -плотность бурового раствора, кг/м3; h - уровень тампонажной смеси за колонной, м; где ρПЖ -плотность продавочной жидкости, кг/м3. РНИ = ρБР g h1; РНИ = 1120*9,81*270 = 2,97 Мпа. 5. Схема для нахождения РВИ по 1 случаю Известно, что при цементировании максимальные давления в цементировочной головке РЦ