курсовой проект. Кафедра курсовой проект расширитель тема проекта
 Скачать 0.64 Mb.
|
|
3. Обоснование конструкции скважины Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 12 КП-130203.65-080905169 ПЗ Основные проектные данные:
Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 11 КП-130203.65-080902443 ПЗ Таблица 1. Литологическая характеристика разреза скважины и физико-механические свойства горных пород: Интервал Краткое название породы Твердость Абразивность Буримость 0-10 Пески, глины - - М 10-160 Алевролиты 4 4 С 160-470 Доломиты, доломиты-амидриты 4,5 4,5 СТ 470-905 Доломиты, каменная соль 3,5 2 С 905-970 Доломиты 6,5 5,5 СТ Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 13 КП-130203.65-080905169 ПЗ 970-1400 Каменная соль, доломиты 3,5 3 С 1400-1665 Известняки, глинистые доломиты 6,5 5,5 СТ 1665-2040 Каменная соль, доломиты 3,5 3 СТ 2040-2120 Долериты 9 8 К 2120-2435 Доломиты 7,5 6 Т 2435-2515 Глинистые доломиты, аргиллиты 8 8 Т 2515-2620 Алевролиты, доломиты 6 6 Т 2620-2650 Алевролиты, песчаники 6 7 Т Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 14 КП-130203.65-080905169 ПЗ Нефтеносность отсутствует. Таблица 2. Газоносность:
Таблица 3. Водоносность:
Таблица 4. Давление по разрезу скважины:
Возможные осложнения по разрезу скважины: Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 15 КП-130203.65-080905169 ПЗ Таблица 5. Поглощение бурового раствора:
Таблица 6. Прочие возможные осложнения:
Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносного залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения. Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. Выбор конструкции призабойного участка скважины. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 16 КП-130203.65-080905169 ПЗ Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:
Выбор конструкции эксплуатационного забоя определяется свойствами вскрываемого коллектора. В нашем случае коллектор представлен неоднородным поровым коллектором и наша скважина является разведочной, т.е. нам пристроит испытание нескольких горизонтов, поэтому, исходя из вышесказанного, выбираем типовую схему №3, т.е. спуск эксплуатационной колонны после достижения проектной глубины и ее цементирование от нижнего конца с перекрытием всей продуктивной толщи. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 17 КП-130203.65-080905169 ПЗ Обоснование требуемого количества обсадных колонн, их глубин спуска. С целью обоснования требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска строится график изменения коэффициента аномальности пластовых давлений ka и индекса давлений поглощения kпогл, так называемый график совмещенных давлений. ka= градиент пластового давления*100, (1) Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 18 КП-130203.65-080905169 ПЗ kпогл=градиент давления поглощения (гидроразрыва)*100, (2) где 100 – переводной коэффициент. Построим график совмещенных давлений по данным таблицы 7:
 Рисунок 1. График совмещенных давлений.Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 19 КП-130203.65-080905169 ПЗ На основании данных изменения коэффициентов ka и kпогл выделяются зоны с несовместимыми условиями бурения (условия в двух смежных зонах Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 20 КП-130203.65-080905169 ПЗ несовместимы, если для перехода к разбуриванию нижней из них ρбр или состав бурового раствора нужно изменять так, что это приведет к возникновению осложнений в верхней зоне). Для разбуривания пород в зонах с несовместимыми условиями бурения необходимо нормировать величину относительной плотности бурового раствора (  ): (3)где  - плотность бурового раствора, кг/м3; - плотность воды, кг/м3.Опасность возникновения осложнений (поглощений, газонефтепроявлений, нарушений устойчивости горных пород) сводится к минимуму при соблюдении следующего условия:  (4)Приступить к разбуриванию нижерасположенной зоны можно, если надежно изолировать предыдущую путем спуска обсадной колонны и цементирования заколонного пространства тампонажным раствором. Необходимая величина нормируется с соблюдением следующих условий:а) условие предупреждения притока пластовых флюидов:  , (5)где  -коэффициент резерва: =1,10-1,15 в скважинах глубиной до 1200 м; =1,05-1,10 в скважинах глубиной 1200-2500 м и =1,04-1,07 в скважинах глубиной 2500 м;б) условие предупреждения поглощения бурового раствора: Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 21 КП-130203.65-080905169 ПЗ  , (6)где - относительная эквивалентная плотность столба бурового раствора;  - индекс давления поглощения.Исходя из вышесказанного и данных таблицы 7, вычислим относительную эквивалентную плотность столба бурового раствора по формуле (5) во всех интервалах и занесем результаты в таблицу 8. Таблица 8. Значения относительной эквивалентной плотности:
Найденные значения относительной эквивалентной плотности отображены на графике совмещенных давлений (рисунок 1) пунктирной линией. Из полученных выше данных следует, что необходимо выбрать одноколонную конструкцию скважины, причем глубины спуска колонн будут следующие: направление – 16м (для создания замкнутого цикла циркуляции промывочной жидкости, для перекрытия толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза); кондуктор – 200м ( для перекрытия водоносного горизонта); эксплуатационная колонна – 2650м (спуск до проектной глубины). Обоснование выбора диаметра эксплуатационной колонны и согласование диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины, если спуск обсадной колонны проектом не предусмотрен. Диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 22 КП-130203.65-080905169 ПЗ Нашим проектом предположен свободный дебит газа 1169,3 м3/сут (624,1+542,5), в соответствии с которым выбираем из таблицы 9 диаметр эксплуатационной колонны 219,1 мм (ОТТГ 177,8х11,4). Таблица 9. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн:
Диаметр скважины под эксплуатационную колонну рассчитывается с учетом максимального габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины. В дальнейшем диаметры выбирают из условий проходимости долот внутри предыдущей колонны и проходимости последующей колонны с рекомендуемыми зазорами (таблица 10). Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 23 КП-130203.65-080905169 ПЗ Таблица 10. Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны:
Расчетный диаметр долота для бурения ствола под заданную колонну определяют по формуле: Dрд=Dм+2µ, (7) где Dм – диаметр муфты обсадной колонны, мм. µ – минимальный зазор. Затем по расчетному диаметру находится ближайший нормализованный диаметра долота Dнд. Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны dвн, через которую это долото должно свободно пройти: dвн=Dд+2Δ, (8) где Δ=5…10 мм – зазор. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 24 КП-130203.65-080905169 ПЗ Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 dм.э = 244,5мм. Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну: Dрдэ=244,5 + 25=269,5 мм. По ГОСТ выбираем Dндэ=269,9 мм. Внутренний расчетный диаметр кондуктора dв.к: dв.к = 269,9 + 2*9 = 287,9 мм. Нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 dнк = 323,9 мм (резьба ОТТМ, толщина стенки = 14,0 мм; наружный диаметр муфры dм.к = 351 мм) Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор: Dрдк=351 + 35=386 мм. По ГОСТ 20692-80 выбираем Dндк=393,7 мм. Внутренний расчетный диаметр направления dв.н: dв.н = 393,7 + 2*6 = 405,7 мм. Нормализованный диаметр направления по ГОСТ 632-80 dнн = 426,0 мм (с короткой треугольной резьбой, толщина стенки = 10 мм; наружный диаметр муфры dм.н = 451 мм) Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 25 КП-130203.65-080905169 ПЗ Расчетный диаметр долота для бурения под направление: Dрдн=451 + 40=491 мм. По ГОСТ 20692-80 выбираем Dндн=508,0 мм. Выбор интервалов цементирования. Цементируем все колонны от башмака до устья, так как наша скважина является разведочной.  Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 26 КП-130203.65-080905169 ПЗ Рисунок 2. Конструкция скважины. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 27 КП-130203.65-080905169 ПЗ | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
, г/см3