Заканчивание скважин (2)

Курсовая работа

В данном курсовом проекте произведены расчеты и освещены вопросы, требующие решения при строительстве скважин и объединенных темой «Заканчивание скважин». Проектируемая скважина является добывающей. В работе приведены: краткая геотехническая характеристика скважины, обоснование заложения, глубины, профиля ствола скважины; дано обоснование конструкции скважины, произведены расчеты обсадных колонн и их цементирование, рассмотрены меры по охране труда при проведении проектируемых работ, а также рассмотрен специальный вопрос – «Разработка технико – технологических и организационно-экономических средств ускорения и повышения качества работ по первичному вскрытию и освоению эксплуатационного объекта. Выбрать и обосновать типы и параметры буровых растворов. Дать последовательное описание проектируемых организации и технологии работ по освоению скважины».

Данный курсовой проект выполнялся по скважине №116, куст №2 Маговского месторождения. Маговское месторождение открыто в 1984 году. Ввод месторождения в разработку осуществлен в 1990 году. Маговское нефтяное месторождение расположено в Красновишерском районе Пермской области, в 42 км от г.Красновишерска и в 320 км севернее г.Перми. Ближайшая железнодорожная станция – Соликамск (70 км).

Расстояние до магистрального нефтепровода 8 км.

Главные транспортные артерии — шоссейная дорога Пермь – Соликамск, а также, в период летней навигации, водным транспортом по рекам Каме и Вишере. Слабо развита дорожная сеть, большое количество мелких речек, отсутствие переправ через основные реки, почти полная залесенность и значительная заболоченность создали неблагоприятные условия для проведения буровых работ на площади.

В орфографическом отношении район расположен в междуречье рек Язьва и Вишеры и представляет собой холмистую равнину почти полностью залесенную и на 80% заболоченную, особенно в юго – западной части, с заметным понижением рельефа от 300 до 130 м. Лес смешанный, преимущественно хвойный.

Климат района континентальный, с холодной продолжительной зимой и коротки теплым летом. Температура воздуха:

14 стр., 6970 слов

Комплекс геофизических работ в скважинах Ямбургского Газоконденсатного ...

... портов, расстояние до них от мест базирования экспедиции и объектов работ - Доставка грузов на Ямбургское месторождение осуществляется по железной дороге г. Новый Уренгой - ст. Ямбург, ... 1:1000000, а позднее в 1958 - 1959 годах - масштаба 1:200000. В 1959 году на территории села Тазовское пробурена колонковая скважина глубиной 538 м, в результате получены ...

Среднегодовое количество осадков 874 мм. Максимальная глубина промерзания грунта 1,23 м. Продолжительность отопительного периода 232 сут. Продолжительность зимнего периода в году 170 сут.

Основной особенностью месторождения является его расположение в пределах государственного ландшафтного заказника областного значения «Нижневишерский», имеющего режим особого природопользования. Согласно положению о данном заказнике, хотя в его пределах и разрешены в ограниченных масштабах работы по разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, но их проведение имеет ряд жестких ограничений, основными из которых является запрет на размещение нефтепромыловых объектов в водоохранных зонах водоемов и водотоков.

1.1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ

1.1.1. Литологическая характеристика разреза ствола

Альт.ротора 151 м.

1.1.2. Нефтеносность

Таблица 1.1.

1.1.3. Газоносность

Свободный газ отсутствует.

1.1.4. Водоносность

Давление и температура в продуктивных пластах (в графах 5,7 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: РФЗ — расчет по фактическим замерам в скважинах)

Примечание: Градиент давления гидроразрыва пород на 100м: 0-1000м а=2,6МПа; более 1000м а=2,34МПа для поглощающих горизонтов 0-500м а=1,2МПа; более 500м а=1,25МПа.

1.2. Осложнения по разрезу ствола

1.2.1 Поглощение бурового раствора в интервалах от 0 до 150 м, 886 до 1267 м/

  • превышение давления в скважине над пластовым.

1.2.2 Осыпи и обвалы стенок скважины: в интервалах 0–150 м, 682–722 м, 1739–1879м.

  • отклонение параметров бурового раствора от проектных;
  • несоблюдение скоростей СПО.

Для предупреждения данного вида осложнений в интервале бурения 0 — 1879 м проводилась проработка ствола скважины в интервалах обвалообразований, многоцикловая промывка, контроль и выравнивание показателей бурового раствора, а также установка цементного моста после вскрытия артинский терригенных отложений.

  • в интервале от 1884 до 1950 м возможны проявления нефти;
  • в интервале от 2371 до 2632 м возможны проявления нефти;

Основными причинами нефтеводопроявления являются:

  • использование бурового раствора с плотностью меньше необходимой, в том числе при неконтролируемом вводе растворов химреагентов и воды;
  • долив скважины водой либо раствором меньшей плотности;
  • Задание на выполнение курсового проекта

    2

    Введение

    4

    Вопросы, подлежащие разработке и освещению:

    Краткая геотехническая характеристика разреза скважины

    5

    Обоснование заложения, профиля, глубины ствола скважины

    Обоснование конструкции скважины, обеспечивающей надежное закрепление ствола, разобщение пластов, сокращение затрат времени и материальных средств на строительство скважины

    Специальный вопрос:

    Разработка технико – технологических и организационно-экономических средств ускорения и повышения качества работ по первичному вскрытию и освоению эксплуатационного объекта. Выбрать и обосновать типы и параметры буровых растворов. Дать последовательное описание проектируемых организации и технологии работ по освоению скважины

    Расчеты эксплуатационной колонны и цементирование с учетом проектируемых организаций и технологии работ

    Выделить и охарактеризовать особые меры по охране труда при проведении проектируемых работ

    Установить затраты времени и материальных средств при выполнении работ по п.4 и сопоставить их с фактическими и заложенными в проекте на строительство аналогичных скважин на площади

    Графическая часть:

    Совмещенный график текущих относительных пластовых давлений и давления ГРП по стволу скважины

    Технологическая схема обвязки устья скважины противовыбросового оборудования при вскрытии эксплуатационного объекта

    Технологическая обвязка устья скважины при освоении

    Заключение

    Список использованной литературы

    [Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/stroitelstvo-skvajin/

    Приложения

    Стратиграфия

    Абсолютные отметки, м

    Наклонный ствол ,м

    от

    до

    толщ.

    от

    до

    длина

    1

    Четвертичные отложения

    151

    136

    15

    0

    15

    15

    2

    Уфимский ярус

    136

    3

    133

    15

    148

    133

    3

    Иренский горизонт

    3

    -367

    370

    148

    523

    375

    4

    Филипповский горизонт

    -367

    -451

    84

    523

    611

    88

    5

    Артинский ярус (терр.)

    -451

    -910

    459

    611

    1090

    479

    6

    Артинский ярус (карбон.)

    -910

    -1012

    102

    1090

    1199

    109

    7

    Сакмаро-ассельский

    -1012

    -1209

    197

    1199

    1409

    210

    8

    Верхний карбон

    -1209

    -1298

    89

    1409

    1503

    94

    9

    Мячковский горизонт

    -1298

    -1381

    83

    1503

    1591

    88

    10

    Подольский горизонт

    -1381

    -1450

    69

    1591

    1663

    72

    11

    Каширский горизонт

    -1450

    -1510

    60

    1663

    1725

    62

    12

    Верейский горизонт

    -1510

    -1583

    73

    1725

    1801

    76

    13

    Башкирский ярус

    -1583

    -1643

    60

    1801

    1863

    62

    14

    Серпуховский-в.визей

    -1643

    -1932

    289

    1863

    2158

    295

    15

    Тульский(кар)

    -1932

    -1972

    40

    2158

    2198

    40

    16

    Тульский(тер)

    -1972

    -2005

    33

    2198

    2232

    34

    17

    Турнейский

    -2005

    -2065

    60

    2232

    2293

    61

    18

    Фаменский

    -2065

    -2200

    135

    2293

    2429

    136

    19

    Забой

    -2200

    2429

    Индекс страти

    графиче

    ского

    подраз

    деления

    Интервал, м

    Тип

    колле

    ктора

    Плотность, г/см 3

    Подвиж

    ность,

    мкм 2

    Па*с

    Содер

    жание серы,

    % по весу

    Содер

    жание

    параф ина, % по весу

    Отметка

    ВНК,

    м

    Параметры растворенного газа

    от

    (верх)

    до

    (низ)

    В пласт

    условиях

    После

    дегазации

    Газ.

    фактор,

    м 3

    Содерж.

    серово

    дорода, %

    Содерж.

    углеки

    слого газа,%

    отн. по воздуху плот

    ность газа

    давле

    ние насыщ

    ения в пласт. усл., МПа

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    9

    10

    11

    12

    13

    14

    15

    С 2 b + C1 s

    1722 (1884)

    1768 (1950)

    тре-

    щин-

    ный

    0,802

    0,867

    0,02

    0,58

    2,86

    -1610

    58,2

    0,004

    0,772

    13,11

    C 1 t + D3 fm

    2084 (2371)

    2310 (2632)

    тре-

    щин-

    ный

    0,659

    0,801

    0,02

    0,57

    3,6

    -2172

    -2180

    291,6

    0,64

    0,865

    16,2

    Индекс страти

    графиче

    ского

    подраз

    деления

    Интервал, м

    Тип

    колле

    ктора

    Плотность, г/см 3

    Химический состав воды в мг-экв форме

    Степень минера

    лизации, мг-экв/л

    Тип минера

    лизации по

    Сулину

    Относиться к источнику питьевого водоснабжения

    от

    (верх)

    до

    (низ)

    анионы

    катионы

    Cl

    SO 4

    HCO 3

    Ca ++

    Mg ++

    Na + + K+

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    9

    10

    11

    12

    13

    14

    C 2 b + C1 s

    1768

    (1950)

    1813

    (2013)

    порово- трещиноватый

    1,175

    4578,8

    13

    3,4

    1078,3

    477,9

    3038,9

    9190,3

    ХЛК

    нет