Заканчивание скважин - Курсовая работа

Проблемы качественного и эффективного вскрытия продуктивных пластов, выбора типов и рецептур буровых растворов и жидкостей для глушения скважин, крепления скважин с использованием тампонажных растворов, не ухудшающих характеристики продуктивных пластов, т.е. весь комплекс проблем по закачиванию скважин остаются не до конца решенными, хотя за последние годы усовершенствовались техника и технология для заканчивания скважин. Общая и геологическая часть 1.1 Общая и географическая характеристика района работ забой скважина пласт колонна В административном отношении Камовская площадь расположена на территории Российской Федерации в Эвенкийском Автономном Округе Красноярского края. Рельеф местности неоднородный, с абсолютными отметками высот от 400 до 626 м. Глубина залегания, м Стратиграфическое подразделение Коэффициент кавернозности от до название индекс 1 2 3 4 7 0 10 Четвертичные отложения Q Кембрий Î Средний-верхний Î2-3 10 315 Эвенкийская св. Снование и проектирование конструкции скважины 2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта. Устойчивость призабойной зоны можно рассчитать по формуле [1]: , где  коэффициент Пуассона, (= 0,3);  средняя плотность вышележащих пород кг/м3, = кг/м3; Н - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, м, (Н=2340м) Рпл- пластовое давление, МПа; Рпл=24,12МП Pз - давление столба жидкости на забой скважины, МПа; Pз=ρgh где g-ускорение свободного падения, м/с2; p-плотность пластового флюида, кг/м3; h-минимальная высота столба пластового флюида при эксплуатации м; h=2500-1000м=1500, где 2500-проектная глубина, 1000-расстояние до уровня жидкости в колонне при окончании эксплуатации с учетом требования заказчика; g=9,8 м/с2, p=850 кг/м3, h=1500 м; Па Pз=12,5 МПа σсж - предел прочности горных пород при одноосном сжатии, МПа; σсж=30МПа, для песчаника Исходя из расчётного значения неустойчивости коллектора и с учетом того, что нефтеносный пласт 2150-2360 м имеет подошвенные воды и так как коллектор неоднородный выбираем конструкцию закрытого забоя. В этом случае при бурении скважины выбираем следующий способ вскрытия продуктивного пласта: перебуриваем продуктивный пласт на 70 метров, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускаем обсадную колонну до забоя, цементируем. Спускается в плотную часть отложений тэтэрской свиты с целью перекрытия всех соленосных отложений и зон возможных поглощений промывочной жидкости в отложениях нижнего кембрия, а так же исходя из того,что скважина газовая. Высоту подъема цемента, по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности для газовых скважин перекрытия башмака предыдущей колонны принимаем не менее чем на 300м, определяется 1880м. 2.4 Выбор интервалов цементирования В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности проектируются следующие интервалы цементирования: 1. кондуктор цементируется до устья, разобщая водоносные горизонты этой части разреза, перекрывая зоны обваливающихся горных пород, прихватоопасные зоны, зоны поглощения бурового раствора (0 - 370м); 2.Промежуточная колонна. Высоту подъема цемента, по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности для газовых скважин перекрытия башмака предыдущей колонны не менее чем на 300 м, определяется 1880м. 2.5 Расчет диаметров обсадных колонн Исходя из прогнозируемого дебита скважины (190 м3/сут.) для эксплуатационной колонны проектируем трубы диаметром 168 мм с наружным диаметром муфты 188 мм (по ГОСТ 632-80). 1. Внутренний диаметр промежуточной колонны определяется по формуле: d2 = DД1н 2 D = 215,9 2×5 = 225,9 мм (2) где D - радиальный зазор, необходимый для свободного прохода внутри данной колонны долота для бурения под следующую колонну, мм (D = 5 мм).