Федеральное агентство по образованию (Рособразование)

Архангельский государственный технический университет

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

(наименование кафедры)

Клементьев Артём Владимирович

(фамилия, имя, отчество студента)

Факультет

ИНиГ

курс

V

группа

6

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Вариант № 1.3

По дисциплине

Заканчивание нефтяных и газовых скважин

На тему

Технология крепления скважины эксплуатационной

(наименование темы)

колонной

Руководитель проекта

Ю.В. Семёнов

(должность)

(подпись)

(и.,о., фамилия)

Проект допущен к защите

(подпись руководителя)

(дата)

Решением комиссии от «

»

200 г.

признать, что проект

выполнен и защищён с оценкой

Члены комиссии

(должность)

(подпись)

(и.,о., фамилия)

Архангельск

2009

Федеральное агентство по образованию (Рособразование)

Архангельский государственный технический университет

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

(наименование кафедры)

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по

Заканчиванию нефтяных и газовых скважин

(наименование дисциплины)

студенту

ИНиГ

факультета

V

курса

6

группы

Клементьев Артём Владимирович

(фамилия, имя, отчество студента)

ТЕМА:

Технология крепления скважины эксплуатационной колонной

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:

Вариант № 1.3:

Площадь – Варандейская; Плотность, кг/м^3:

Глубина скважины – 1700 м; – цем-го раствора за колонной – 1400;

Расстояние от устья скважины до, м: – бур-го раствора за колонной – 1140;

– башмака колонны (L) – 1670; – опрессовочной жидкости – 1000;

– уровня цементного раствора (h) – 650; – жидкости в колонне – 865;

– уровня жидкости в колонне (Н) – 1000; Пластовое давление – 17,5 МПа;

Диаметр эксплуатационной колонны – 146 мм

Коэффициент разгрузки цементного кольца (К) – 0,25;

Интервал эксплуатационного объекта – 1650 – 1670 м.

Срок проектирования с

«

»

2009г. по

«

»

2009г.

Руководитель проекта

Ю.В. Семёнов

(должность)

(подпись)

(и.,о., фамилия)

Лист для замечаний

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение	5
1 ОБЗОР ПО ТЕМЕ «КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН И ИЗОЛЯЦИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ ОБСАДНЫМИ ТРУБАМИ»	6
1.1 Крепление скважин и разобщение пластов	6
2 КРАТКИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ БУРОВЫХ РАБОТ	8
2.1 Общие сведения о месторождении	8
2.2 Нефтегазоносность	9
2.3 Литолого-стратиграфическая характеристика скважины	12
2.4 Давления и температуры по разрезу скважины	13
2.5 Осложнения при бурении скважины	13
3 ВЫБОР ТИПА ОБСАДНЫХ ТРУБ И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА	14
4 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ	16
5 РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ	19
6 ФАКТИЧЕСКИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН НА ДАННОЙ ПЛОЩАДИ БУРОВЫХ РАБОТ	26
7 ОБОРУДОВАНИЕ НИЗА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ	29
7.1 Разделительные пробки	29
7.2 Клапаны обратные	31
7.3 Башмаки колонные	33
7.4 Центраторы	33
7.5 Скребки	34
7.6 Турбулизаторы	35
7.7 Муфты ступенчатого цементирования	35
8 ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ К СПУСКУ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ	38
9 ОРГАНИЗАЦИЯ ТРУДА ПРИ СПУСКЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН	41
10 ОХРАНА ТРУДА ПРИ СПУСКЕ И КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИНЫ	43
11 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ	46
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	48
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ	49

ВВЕДЕНИЕ

Курсовой проект является завершающим этапом в изучении дисциплины «Заканчивание нефтяных и газовых скважин».

Цель проекта: получение навыков проектирования, обоснований и расчетов эксплуатационной колонны нефтяной скважины, при этом проводится анализ промыслового материала, использования справочной и научно-технической литературы.

Исходным материалом для выполнения данной работы является технический проект на бурение скважин № 1001, 1002 Варандейского месторождения с геолого-техническим нарядом и технологической картой, а также сведения из научно-технической литературы.

1 ОБЗОР ПО ТЕМЕ «КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН И ИЗОЛЯЦИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ ОБСАДНЫМИ ТРУБАМИ»

1.1 Крепление скважин и разобщение пластов

Основными мероприятиями в креплении скважин являются установка обсадных колонн и цементирование затрубного пространства.

Обсадная колонна предназначена для:

1) сохранения устойчивости ствола скважины в неустойчивых или трещиноватых породах;

2) изоляции проницаемых горизонтов с различными видами флюидов и давлениями с целью предотвращения загрязнения продуктивных горизонтов;

3) предотвращения загрязнения поверхностных пресноводных зон;

4) обеспечения подачи на поверхность углеводородных флюидов;

5) обеспечения соединения с устьевым оборудованием, с фонтанной арматурой в процессе эксплуатации и с ПВО (противовыбросовым оборудованием) в процессе бурения скважины.

Затрубное пространство цементируют для:

1) разобщения, т.е. исключения сообщения, проницаемых горизонтов в скважине;

2) обеспечения механической опоры для обсадной колонны;

3) защиты обсадной колонны от коррозии пластовыми водами;

4) укрепления стенок скважины совместно с обсадной колонной, чтобы предотвратить обвал пород.

Для разобщения горизонтов с разными коэффициентами аномальности пластовых давлений, а также для предотвращения ГНВП (газонефтеводопроявлений) из горизонтов с повышенным коэффициентом аномальности используют пакеры.

В понятие конструкции скважины включают следующие характеристики: глубину скважины; диаметр ствола скважины, который можно оценивать по диаметру породоразрушающего инструмента (долота, бурголовки и т.п.), применяемого для бурения каждого отдельного интервала, и уточнять на основе замеров профилеметрии и кавернометрии; количество обсадных колонн, спускаемых в скважину, глубину их спуска, протяженность, номинальный диаметр обсадных колонн и интервалы их цементирования.

Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение запроектированной глубины и выполнение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине. Конструкция скважины зависит от степени изученности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. При ее разработке необходимо учитывать требования по охране недр и защите окружающей среды.

Определяющими факторами являются допустимая протяженность интервалов, где возможно бурение без крепления, и конечный диаметр ствола скважины или рекомендуемый диаметр последней (эксплуатационной) колонны.

Крепление скважины проводят с различными целями: закрепление стенок скважины в интервалах неустойчивых пород; изоляция зон катастрофического поглощения промывочной жидкости и зон возможных перетоков пластовой жидкости по стволу; разделение интервалов, где геологические условия требуют применения промывочной жидкости с весьма различной плотностью; разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их от водоносных пластов; образование надежного канала в скважине для извлечения нефти или газа или подачи закачиваемой в пласт жидкости; создание надежного основания для установки устьевого оборудования.

2 КРАТКИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ БУРОВЫХ РАБОТ

2.1 Общие сведения о месторождении

Варандейское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа, на побережье Печорского моря. Административный центр Ненецкого автономного округа г. Нарьян-Мар находится в 250 км на юго-запад от месторождения. В 290 км юго-восточнее месторождений находится г. Воркута, крупный железнодорожный узел. В 180 км юго-западнее находится разрабатываемое Харьягинское месторождение, от которого начинается трубопровод Харьяга-Усинск-Ухта-Ярославль. От Усинска до Харьяги имеется бетонная автодорога, от Усинска до Ухты – железная дорога.

Северо-восточная часть Большеземельской тундры представляет собой равнину, наклоненную к морю, с абсолютными отметками 0 – 45 м над уровнем моря. Равнина заболочена и покрыта густой сетью рек, ручьев и озер. Наиболее крупными озерами являются Малый и Большой Торавей, открывающиеся через протоку реки Песчанка в акваторию Печорского моря. При штормовых ветрах с моря водой заливается северная прибрежная часть территории вглубь материка на 10 – 15 км. Глубина моря у береговой части 2 – 4,7 м, на расстоянии 10 км глубина моря 12 м, на расстоянии 20 км глубина 17 м.

Климат района полярный, суровый с избыточной влажностью. Средняя годовая температура от –3 до 6С. Абсолютный минимум температуры находится в пределах от -45 до -50 С, максимум +30 С, 250-270 дней в году имеют отрицательную температуру. Самые холодные месяцы – январь, февраль, март. Снежный покров устанавливается в начале октября, сходит в конце мая. Глубина снежного покрова до 3 м. Реки покрываются льдом во второй половине октября, окончательное промерзание происходит в конце декабря – начале января. Среднегодовое количество осадков 450-500 мм.

Отопительный сезон составляет 262 суток. Продолжительность светового дня от 3-5 часов в декабре до 18-22 часов в июне-июле.

Растительность района скудная, и представлена мхами, мелким кустарником. Животный мир разнообразен - волки, лисицы, медведи, песцы, зайцы и т.д.

Район заселен крайне слабо. Коренное население - ненцы, занимаются, в основном, оленеводством, охотой и рыбной ловлей.

Для водоснабжения буровых используются воды естественных водоемов (озер, ручьев), т.к. роль грунтовых вод незначительна из-за мерзлотных условий. Для технических нужд и для поддержания пластовых давлений будут использованы воды юрско-меловых отложений.

Район расположен в зоне очаговых многолетнемерзлых пород: от 15-20 м на побережье, до 200-З00 м на материке.

Дорожная сеть в районе работ отсутствует. Сроки пользования зимними дорогами определены решением окружной администрации с 1 ноября по 1 мая, но могут корректироваться в зависимости от погодных условий текущего года. Сроки действия летней морской навигации установлены директивно с 15 июня по 15 октября.

Материально-техническое снабжение объектов может осуществляться в зимнее время по зимнику из Усинска и Нарьян-Мара, а также из Архангельска по Белому и Баренцеву морям с выгрузкой на ледовый припай в районе п. Варандей, протяженность трассы 700 миль. Непосредственно на объекты грузы доставляются в зимнее время автомашинами и тракторами.

Для доставки в п. Варандей рабочего вахтового персонала используется авиация. Имеется взлетно-посадочная полоса для приема транспортных самолетов типа АН-26. Действует вертодром. Ближайший аэропорт находится в г. Нарьян-Маре, где принимают самолеты типа АН-24, ТУ-134 и, ограниченно, ИЛ-76.

2.2 Нефтегазоносность

В разрезе осадочной толщи Варандейского месторождения выделяется шесть нефтегазоносных комплексов:

1) Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный нефтегазоносный комплекс в объеме верхнесилурийских и нижнедевонских отложений вскрыт двумя скважинами:

- № 2 Варандейская в интервале глубин 3741-4500 м (Д₁),

- № 7 Варандейская в интервале глубин 3625-4561 м (Д₁+S₂ )

В северной части вала Сорокина в этом комплексе выявлена нефтяная массивная залежь в нижнедевонских карбонатах на Лабаганской площади.

В пределах Варандейской площади залежей нефти не выявлено, хотя по керну признаки нефтенасыщения отмечались. По опробованию карбонаты обводнены, на уровне получены пленки нефти.

2) Среднедевонско-франский терригенный нефтегазоносный комплекс вскрыт скважинами:

- № 2 Варандейская - в интервале глубин 3434-3741м,

- № 7 Варандейская - в интервале глубин 3380-3625м,

Средняя мощность комплекса по Варандейской площади 275 м.

3) Доманиково-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс вскрыт на площади скважинами № 2, 7 в интервале глубин 2455-3434 м.

В пределах северной части вала Сорокина массивные и пластовые залежи нефти в этом комплексе открыты на Южно-Торавейской, Наульской и Лабаганской площадях. Притоки нефти фонтанные от 4 до 322 м³/сут, плотность нефти 855-870 кг/м³ на Наульском и Лабаганском месторождениях, 978 кг/м³ на Южно-Торавейском месторождении. Пластовые давления на 6–7% выше гидростатических. Флюидоупором для залежей служат как залегающие внутри комплекса плотные глинистые известняки, так и аргиллиты кожимского горизонта нижневизейского подъяруса. В пределах Варандейской площади залежей нефти и газа не выявлено. В керне из верхнего фамена и турнея подняты известняки с признаками нефтенасыщения. Средняя мощность комплекса– 940 м.

4) Нижнесредневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс вскрыт на Варандейской площади скв. №2, 3, 7 в инт. глубин 2360-2479 м.

Флюидоупором служат как внутренние аргиллиты, так и плотные известняки окского надгоризонта визейского яруса нижнего карбона. В пределах северной части вала залежь нефти пластового типа была открыта в этом нефтегазоносном комплексе на Наульской площади, где были получены фонтанные притоки нефти плотностью 858 кг/м³ дебитами 76-216 м³/сут. Пластовое давление на 7 % выше гидростатического. В пределах Варандейской площади признаков нефти в рассматриваемом комплексе не выявлено. Средняя мощность комплекса– 78 м.

5) Верхневизейско-нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс вскрыт на Варандейской площади скв. № 1, 2, 3, 4, 5, б, 7, 8, 9, 10, 121, 123, 1001-1007 в интервале глубин 1632-2411 м.

Нефтеносность комплекса в северной части вала Сорокина доказана открытием залежей в ассельско-сакмарско-артинских известняках (Варандейское, Торавейское, Южно-Торавейское, Наульское, Лабаганское и Седьягинское месторождения), в визейских карбонатах (Наульское месторождение) и серпуховских доломитизированных известняках (Лабаганское и Седьягинское месторождения). Притоки нефти полученные из этих залежей, как фонтанные, так и по подъему уровня дебитами от 2 до 264 м³/сут, нефти тяжелые, плотностью 893-955 кг/м³. Пластовые давления больше гидростатических на 10 %.

Покрышками для нижнекаменноугольных залежей служит ангидрито-доломитовая толща серпуховского возраста, для нижнепермских залежей – кунгурские глины.

В пределах Варандейской площади в отложениях визейского и серпуховского ярусов отмечено слабое нефтенасыщение, в нижнепермских известняках открыты нефтяные залежи.

Средняя мощность комплекса на Варандейской площади – 711 м.

6) Пермско-триасовый терригенный нефтегазоносный комплекс вскрыт всеми пробуренными скважинами на Варандейской площади в интервале глубин 680 – 1767 м. Комплекс нефтеносен для всех площадей северной части вала Сорокина. Стратиграфически открытые залежи нефти приурочены к кунгурскому ярусу (Наульская, Лабаганская площади), к верхней перми (Южно-Торавейская, Наульская, Лабаганская площади).

2.3 Литолого-стратиграфическая характеристика скважины

Основанием для составления проектного литолого-стратиграфического разреза послужили фактические разрезы, вскрытые скважинами на Варандейской площади.

Таблица 1 – Литолого-стратигафическая характеристика разреза скважины

Интервал, м	Мощность, м	Стратиграфия	Литологическое описание
0-200	200	Q	Сероватые пески, супеси, суглинки, прослои глин с включениями валунов, гальки
200-385	185	К1	Глинисто-алевритовые породы с подчиненными прослоями песчаников и глин
385-560	175	J3	Глины, участками алевритистые, плотные, известковистые. Прослои алевролитов
560-680	120	J1-2	Пески сероцветные слабосцементированные, песчаники белые, кварцевые, с прослоями глин и алевролитов
680-1090	410	Т3	Переслаивание глин, песчаников, алевролитов. Глины пластичные аргиллитоподобные. Песчаники и алевролиты мелкозернистые, слабосцементированные, в большинстве – полимиктовые
1090-1200	110	Т2 an	Переслаивание глин пестроцветных с песчаниками, рыхлыми до песка, нефтенасыщенными
1200-1300	100	Т1 hr	Глины красновато-бурые, красновато-коричневые, пластичные. В подошве – пласт песчаника слабосцементированного, нефтенасыщенного
1300-1530	230	T2 cb	Глины пестроцветные перемятые, аргиллитоподобные с подчиненными прослоями алевролитов. Прослои песчаников зеленовато-серых полимиктовых, рыхлых, нефтенасыщенных
1530-1630	100	Р1 к	Глины плотные с единичными прослоями песчаников, алевролитов
1630-1710	80	Р1a+s+ar	Известняки светлосерые, разнокристаллические, кавернозные, нефтенасыщенные

2.4 Давления и температуры по разрезу скважины

Основываясь на результатах анализа ранее проведенных на месторождении геологоразведочных работ при бурении проектируемых скважин можно ожидать следующие давления и температуры, представленные в таблице 2.

Таблица 2 – Давления и температуры по разрезу скважины

Интервал по вертикали, м	Градиент давления, МПа/100м	Геотемпературный градиент, ^0С/100м
0-560	1,0	ММП
560-1630	1,0	1,0
1630-1710	1,02-1,08	1,0 Тпл=+38°С на глубине 1676 м.

2.5 Осложнения при бурении скважины

Основываясь на результатах анализа ранее проведенных на месторождении геологоразведочных работ при бурении проектируемых скважин можно ожидать следующие геологические осложнения (таблица 3).

Таблица 3 – Осложнения при бурении скважины

Интервал по вертикали, м	Ожидаемые геологические осложнения	Коэффициент кавернозности
0-560	Разрез неустойчив, оттаивание многолетнемерзлых пород, размыв устья, обваливание стенок скважины, образование плывунов, в глинистой части - салникообразование	1,3
560-1630	Разрез неустойчив, салникообразование, осыпание стенок скважины и кавернообразования, в глинистых породах – сужение ствола, частичное поглощение бурового раствора	1,3
1630-1710	Разрез относительно устойчив, возможно частичное поглощение промывочной жидкости	1,1