Определение параметров конструкции скважины - Проект строительства эксплуатационной нефтяной скважины глубиной 1640 м

При изучении геологического разреза в нем выделяются интервалы с несовместными условиями бурения. Несовместными считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент аномальности пластового давления kA) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения kП) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения опасности в виде перетоков.

Для разделения разреза на интервалы с несовместными условиями строится совмещенный график давлений, на котором по интервалам глубин откладываются известные значения коэффициента аномальности пластового давления kA, индекса давления поглощения kП И соответствующие значение относительной плотности бурового раствора.

1) Рассчитаем давления поглощения для каждого из интервалов, :

, (2.4.1)

Где - глубина интервала, м; - пластовое давление на данном интервале, МПа.

;

;

;

2) Рассчитаем коэффициентыаномальности пластового давления, :

,(2.4.2)

Где H - глубина от устья до рассматриваемого сечения, м; сВ - плотность воды, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2;

;

;

;

3) Рассчитаем коэффициенты поглощения, :

, (2.4.3)

;

;

;

4) Определим возможные пределы значений относительной плотности раствора, .

(2.4.4)

В пределах одного интервала должна быть такой, чтобы предотвратить флюидопроявления и одновременно поглощения бурового раствора, т. е. находиться в следующих пределах:

, (2.4.5)

Где - коэффициент превышения столба бурового раствора в скважине над, при, при.

Построение графика совмещенных давлений

На основании рассчитанных коэффициентов (, и ) и геологических данных построим график совмещенных давлений для проектируемой скважины и определим плотности бурового раствора для безаварийной проводки каждого из интервалов.

Таблица 2.2 Сводная таблица коэффициентов по интервалам

Интервал скважины, м

0-40

1

1,5

1,1

40-300

1,35

1,74

1,48

300-1640

1,05

1,54

1,1
график совмещенных давлений

Рис. 1. График совмещенных давлений

    1. В интервале 40-300м бурение вести с промывкой на ЕВС, в случае возникновения осложнений допускается перейти на глинистый раствор плотностью 1120-1300кг/м3 (V=56м3). 2. Зоны осложнений бурить с промывкой на глинистом растворе. Параметры подбирают-ся в зависимости от вида осложнения в оперативном порядке, по согласованию сторон. 3. Перед переходом на раствор для поддержания его свойств обработкой химреагентами, дополнительно иметь на буровой: Na2CO3 -0,2т, КМЦ - 0,2т, ТПФН-0,1т. Хим. реагенты завозятся по мере необходимости.

При этом оптимальная конструкция скважины выбрана:

    1. Эксплуатационная колонна: глубина спуска 1640 м, наружный диаметр Dн = 146 мм, толщина стенки 5,6 мм; 2. Кондуктор: глубина спуска 300 м, наружный диаметрDн =245 мм, толщина стенки 8,9 мм. 3. Направление: глубина спуска 40 м, наружный диаметр Dн =324 мм, толщина стенки 9,0 мм.

Данная конструкция выбрана исходя из следующих условий:

    1) Направление спускается для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья, разобщения и предупреждения загрязнения верхних водоносных горизонтов; 2) Кондуктор спускается для перекрытия интервалов поглощений, изоляции пресных водоносных горизонтов от загрязнения, установления ПВО; 3) Эксплуатационная колонна спускается для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других флюидосодержащих горизонтов, извлечения нефти на поверхность.

Расчет диаметров обсадных колонн и долот

Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный диаметр принимается диаметр эксплуатационной колонны, который устанавливается в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины.

1) Произведем подбор диаметра эксплуатационной колонны для добывающей нефтяной скважины. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн приведены в Табл. 2.3.

конструкция скважины

Рис. 2. Конструкция скважины

Таблица 2.3 Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

Нефтяная скважина

Суммарный дебит, м3/сут

Ориентировочный диаметр, мм

<40

114,3

40-100

127,0; 139,7

100-150

139,7; 146,1

150-300

168,3; 177,8

>300

177,8; 193,7

Дебит проектируемой скважины. По данным табл. 2.3 выбираем диаметр эксплуатационной колонны.

2) Рассчитаем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

,

- радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины; - наружный диаметр муфты обсадной колонны.

Согласно таблице 3.1 "Основные параметры шарошечных долот" [8] выбираем долото с диаметром.

3) Рассчитаем диаметр кондуктора:

.

, .

4) Рассчитаем диаметр долота для бурения подкондуктор:

.

.

5) Рассчитаем диаметр направления:

.

, .

6) Рассчитаем диаметр долота для бурения под направление:

.

.

Похожие статьи




Определение параметров конструкции скважины - Проект строительства эксплуатационной нефтяной скважины глубиной 1640 м

Предыдущая | Следующая