Евгений Дипломная работа (2). 1 Утверждена приказом по университету от
 Скачать 2.32 Mb.
|
Обоснование и расчет профиля (траектории) скважиныПроектом предусматривается бурение вертикальной разведочно- эксплуатационной скважины на Ярактинском нефтегазоконденсатном месторождении. Расчет профиля скважины для вертикальной скважины не требуется. Обоснование конструкции скважиныКонструкция скважины – это совокупность: числа колонн; глубин спуска колонн; интервалов затрубного цементирования; диаметров обсадных колонн; диаметров скважин под каждую колонну. Для определения конструкции эксплуатационного забоя необходимо рассмотреть ряд параметров: тип коллектора; однородность коллектора; способ эксплуатации продуктивного пласта; устойчивость коллектора. Так как по исходным данным имеется поровый коллектор с однородным градиентом давления и пористостью, а также наличием одного флюида и одной горной породой в пределах продуктивного пласта, то можно сделать вывод о том, что: пласт является однородным по пористости; пласт является высокопроницаемым; пласт является литологически однородным; в пласте наблюдается высокое пластовое давление с постоянным градиентом давления.  Исходя из того, что коллектор поровый с однородным градиентом давления, пористостью и представлен устойчивыми крепкими горными породами Ярактинского горизонта, условия позволяет эксплуатировать скважину открытым забоем, но учитывая, что в кровле близко расположенные напорные объекты выбирается конструкция забоя закрытого типа. Продуктивный пласт перебуриваем на 25 метров (глубина обоснована наличием зоны успокоения механических примесей пластовых флюидов), не перерывая предварительно вышележащие породы колонной обсадных труб, затем спускается обсадная колонна до забоя и цементируется. Для обеспечения гидродинамической связи скважины с пластом обсадная колонна перфорируется (рисунок 2.1).Рисунок 2.1 – Схема конструкции эксплуатационного забоя: 1 – эксплуатационная колонна; 2 – цементное кольцо; – перфорационные каналы; 4 – продуктивный пласт Чтобы определить необходимы ли нам дополнительные колонны, необходимо построить совмещенный график давлений (рисунок 2.2). Совмещенный график давлений позволяет выявить зоны несовместимые по условиям бурения, если такие имеются в разрезе. Согласно совмещенному графику давлений, зон несовместимых по условиям бурения в разрезе нет, поэтому проектируется одноколонная конструкция скважины.  Рисунок 2.2 – Совмещенный график давлений Для данной скважины будет использоваться одноколонная конструкция, включающая в себя направление, кондуктор и эксплуатационную колонну. Спуск направления будет осуществляться в интервале от 0 до 20 м. Из условия перекрытия четвертичных отложений, на 10 м ниже их окончания. Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение нескольких условий: перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза; разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора; установку на устье противовыбросового оборудования. Глубину спуска кондуктора HК определяется по формуле 2.1: 𝑃ПЛ − 0,01 ∙ 𝐿 ∙ 𝛾ф 26,43 − 0,01 ∗ 2690 ∗ 0,723 𝐻К ≥ ∆𝑃ГР =  − 0,01 ∙ 𝛾ф= 876 м, (2.1)  0,0152 − 0,01 ∗ 0,723где PПЛ – максимальное пластовое давление, МПа; L – глубина скважины, м; γф – плотность пластового флюида, г/см3; ΔPГР – градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки последующей колонны, МПа/м. Спуск кондуктора будет осуществляться на интервале от 0 до 900 м. Спуск эксплуатационной колонны на интервале от 0 до 2690 м. В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы цементирования: направление и кондуктор цементируются на всю длину; эксплуатационная колонна цементируется на интервале от 750 до 2690 м с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на 150 м, так как скважина нефтяная. Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который принимается в зависимости от ожидаемого притока, планируемого диаметра керна и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважин. Диаметр скважины под каждую колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины [2]. Диаметр эксплуатационной колонны выбирается в соответствии с ожидаемым дебитом (35,3 м3/сут нефти), а также с условием, что в зоне продуктивного пласта будет производиться отбор керна с минимальным его диаметром 80 мм и условием опробования. 𝐷эк нар = 168,3 мм. Расчетный диаметр долота 𝐷эк д расч для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле 2.2: 𝐷эк д расч ≥ 𝐷эк м + ∆ = 187,7 + 25 = 212,7 мм, (2.2) где 𝐷эк м – наружный диаметр муфты обсадной трубы (ГОСТ 632-80), мм; ∆ – разность диаметров ствола скважины и муфты колонны, мм. Далее выбирается ближайший диаметр долота 𝐷эк д в сторону увеличения рассчитанного значения, Dэк д= 215,9 мм. Диаметр кондуктора выбирается из условия проходимости долота для бурения эксплуатационной колонны внутри него с рекомендуемыми зазорами. Диапазон варьирования внутреннего диаметра кондуктора 𝐷к вн определяется по формуле 2.2: 𝐷к вн = 𝐷эк д + (10 ÷ 14) = 215,9 + (10 ÷ 14) = 225,9 ÷ 229,9 мм, (2.3) где 𝐷эк д – диаметр долота для бурения эксплуатационной колонны, мм; (10÷14) – зазор для свободного прохода долота внутри кондуктора. Выбор наружного диаметра обсадных труб для кондуктора 𝐷к нар производится исходя из расчета диапазона варьирования внутреннего диаметра по ГОСТ 632-80, тогда 𝐷к нар = 244,5 мм. Выбор диаметра долота под кондуктор 𝐷к д, диаметры других обсадных колонн и долот производится аналогично вышепредставленным расчетам. Диаметры обсадных колонн и скважины представлены в таблице 2.1. Таблица 2.1 – Диаметр обсадных колонн и скважины
Выборколоннойобвязки При выборе колонной обвязки и противовыбросового оборудования необходимо учитывать величину максимального устьевого давления 𝑃му, которая для нефтяной скважины рассчитывается по формуле 2.4: 𝑃му = 𝑃пл − 𝜌н ∙ 𝑔 ∙ 𝐻кр = 26,43 − 723 ∙ 2653 = 7,61 МПа, (2.4) где 𝑃пл – пластовое давление в кровле продуктивного пласта; 𝜌н – плотность нефти, кг/м3; 𝑔 – ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2; 𝐻кр – глубина залегания кровли самого нижнего продуктивного пласта, м. Кроме максимального устьевого давления, при выборе колонных обвязок также учитываются диаметры всех обвязываемых обсадных колонн. В представленном случае это кондуктор (диаметр 244,5 мм) и эксплуатационная колонна (диаметр 168,3 мм). Для обвязки проектируемой скважины допустимо использовать колонную обвязку ОКК1-21-168х245. Противовыбросовое оборудование выбирается с учетом условного диаметра прохода превенторного блока и манифольда, а также рабочего давления и схемы обвязки. При вскрытии нефтяных и водяных пластов с нормальным давлением применяют 5 схему. Диаметр прохода превенторного блока должен обеспечить проход долота под эксплуатационную колонну (диаметр 215,9 мм), но не больше обвязанной колонны под кондуктор (диаметр 244,5 мм). Для обвязки проектируемой скважины допустимо использовать противовыбросовое оборудование ОП5-230/80х21, ГОСТ 13862-90. |