Селективное заканчивание скважин

Введение

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. Созданы новые эффективные материалы, уверенно внедряются научные достижения в производство, сделан шаг вперед по оценке качества скважины как эксплуатационного объекта.

1.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

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. По географическому положению район расположен в юго-западной части Западно-Сибирского плоскогорья в правобережной части бассейна реки Подкаменная Тунгуска, вблизи реки Чуня. Рельеф местности неоднородный, с абсолютными отметками высот от +400 до +626 м. Для сельскохозяйственных целей угодья не используются в виду отдаленности и заболоченности. Промышленные предприятия на территории работ отсутствуют. В сейсмическом отношении район работ характеризуется как мало сейсмический. Территория обжитая. Местность залесенная, труднодоступная для всех видов транспорта.

Климат района работ резко-континентальный с умеренно-холодной продолжительной зимой и коротким теплым летом. Продолжительность периода со среднесуточными температурами ниже 0° С составляет 180 суток в году. Температура воздуха среднегодовая -7° С, наибольшая летняя в июле +35°С, наименьшая зимняя в январе -63°С. Максимальная глубина промерзания грунта 1,5м. Срок действия зимников 120 суток (середина декабря - середина апреля). Среднегодовая скорость ветра Ю-В 2,5м/сек., С-З 2,9м/сек., наибольшая скорость ветра 20 м/сек. Среднегодовое количество осадков 518мм. Продолжительность отопительного периода в году 263 дня.

Расстояние до ближайшего населенного пункта п.Богучаны 260км. Основным средством для доставки грузов зимой является авто- и авиатранспорт, летом из-за отсутствия дорог только авиатранспорт. Водных транспортных путей нет.

Для перевозки рабочего персонала от п.Богучаны до рабочего объекта используют вертолеты. От пункта сбора г. Красноярск до п.Богучаны

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

1.2 Геологические условия

Литолого-стратиграфический разрез Камовской площади представлен в табл. 1.1.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Стратиграфический разрез Камовской площади является типичным для условий Центральной Сибири.

1.3 Характеристика газонефтеводоносности месторождения

Продуктивный пласт залегает на глубине 2150-2360 метров в Рифейских отложениях, со следующими характеристиками:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2. Снование и проектирование конструкции скважины

2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта.

Каждая конструкция забоя характеризуется определенными параметрами, которые обуславливают режим эксплуатации залежи с учётом физико-механической характеристики пород коллектора, их фильтрационных свойств и геолого-технических условий залегания продуктивного пласта. В тоже время выполнение всех требований нередко противоречит рациональной технологии заканчивания скважины, направленной на сохранение коллекторских свойств пласта и обеспечение гидродинамического совершенства скважины. Поэтому, наряду с преимуществами того или иного способа заканчивания скважины, любая из конструкций забоев не лишена и определённых недостатков.

Кглавным факторам, определяющим не только конструкцию забоя, но

иеё конкретный вид, относятся: тип коллектора и степень его однородности, степень устойчивости пород призабойной зоны, наличие или отсутствие близко расположенных к продуктивному объекту напорных горизонтов, подошвенных вод или газовой шапки; проницаемость пород 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

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Pз - давление столба жидкости на забой скважины, МПа; з=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. Для сообщения обсадной колонны с продуктивным пластом её перфорируем.

Схема конструкции эксплуатационного забоя скважины приведена на рисунке

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

1

2

3

6

4

5

Рис.1

Схема конструкции эксплуатационного забоя :

1 - обсадная колонна; 2 - цементный камень;

3 - вешележащая горная порода; 4 - нефтяной пласт;

5 - водяной пласт;6-перфорационные отверстия

2.2 Совмещенный график давлений

Результаты расчёта коэффициентов

2.3 Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска

1.Направление спускается на глубину 0-20м с целью перекрытия слабоустойчивых, рыхлых пород четвертичного возраста и верхней части эвенкийской свиты. Цементируется до устья.

2.Кондуктор. Спускается в более плотные отложения подошвенной части эвенкийской свиты, с целью перекрытия вскрытых зон осложнений. Принимается глубина спуска кондуктора 370м. Кондуктор цементируется до устья.

. Промежуточная колонна. Интервал установки 0-2080м. 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

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

скважина газовая. Промежуточная колонна цементируется до устья.

. Эксплуатационная колонна. Интервал установки 0-2500м. Спускается с целью изоляции и качественного испытания продуктивных отложений венда и возможно продуктивных отложений рифея. 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.

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. Интервал установки 0-2080м. 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. Промежуточная колонна цементируется до устья.

. Эксплутационная колонна. Интервал установки 0-2500м. Спускается с целью изоляции и качественного испытания продуктивных отложений венда и возможно продуктивных отложений рифея. 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.

Расчет диаметров обсадных колонн

Исходя из прогнозируемого дебита скважины (190 м3/сут.) для

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

эксплуатационной колонны проектируем трубы диаметром 168 мм с наружным диаметром муфты 188 мм (по ГОСТ 632-80).

1. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну определяется по формуле:

Dд1 = Dм1 + 2δ = 188+25 = 213 мм (1)

где Dм1 - наружный диаметр муфты для данной обсадной колонны,

мм;

2δ - радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм (при Dм1 = 188мм, 2δ принимаем равным 25 мм).

Номинальный диаметр долота по ГОСТ 20692-75 DД1н=215,9 мм

2. Внутренний диаметр промежуточной колонны определяется по формуле:

d2 = DД1н + 2 D = 215,9 + 2Ч5 = 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).

Всоответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 245 мм с Dм2 = 270 мм.

3.Диаметр долота под промежуточную колонну определяем по формуле (1), где 2δ принимаем равным 25 мм:

Dд2 = 270+25 =295 мм.

В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долото диаметром 295,3мм.

4.Внутренний диаметр кондуктора определяем по формуле (2):

d3 = 295,3 + 2Ч5 = 305 мм.

В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 324 мм с Dм3 = 351 мм.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts