Заканчивание скважин (2)

метки: Скважина, Строительство, Нефтяной, Газовый, Интервал, Раствор, Ность, Разрез

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:

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

Крепление нефтяных и газовых скважин, приготовление, обработка ...

... и год выпуска. Маркировка дублируется светлой краской по телу трубы. При освоении и эксплуатации скважины применяют насосно-компрессорные трубы и ... крепления нефтегазовых скважин используют также стальные трубы, выпускаемые в соответствии со стандартами американского нефтяного института. ... из условий работы бурильной колонны рекомендуется: для бурения неглубоких вертикальных скважин роторным способом ...

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 /м 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 /т	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

Примеры похожих учебных работ

Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО «Сибнефть»

... совместно, вызывают ухудшение технико-экономических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН. Изучение накопленного научного и производственного опыта позволит выбрать ... Факторами, влияющими на работу УЭЦН в скважинах, являются газ, вода, ...

Исследование газовых скважин

... и используется до настоящего времени. Большой вклад в развитие теории и практики исследования газовых скважин в нашей стране внесли Ю.П. Коротаев, Г.А. Зотов, Э.Б. Чекалюк, С.Н. Бузинов, ...

«Бурение нефтяных и газовых скважин» :«Общие положения о бурении» » Мы с АГНИ

... и выходящим через заколонное пространство буровым раствором, пеной или газом. Роторное бурение. При роторном бурении долото вращается вместе со всей колонной бурильных труб; вращение передается через ...

«Оборудование для освоения скважин

... на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести ...

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

... — буферная задвижка; 11 — задвижки выкидных манометров; 12- центральная задвижка. При исследовании скважин часто необходимо устанавливать над фонтанной елкой лубрикатор для спуска того или иного прибора. Для этой ...