Заканчивание нефтяных и газовых скважин, курсовой проект. Заканчивание Курсовой проект. Курсовой проект по дисциплине Заканчивание скважин Тема 3

• Название: Курсовой проект по дисциплине Заканчивание скважин Тема 3
• Анкор: Заканчивание нефтяных и газовых скважин, курсовой проект
• Дата: 21.10.2022
• Размер: 0.68 Mb.
• Имя файла: Заканчивание Курсовой проект.docx
• Тип: Курсовой проект; #747192
• страница: 3 из 5

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

2.1.Определение совместимых интервалов бурения

Геологический разрез скважины представлен пластами значительной толщины. Верхняя граница пласта называется кровлей, и нижняя- подошвой пласта. Замеры пластового давления и давления гидроразрыва осуществляются лишь в отдельных точках.

Конструкция скважины определяет число спущенных в скважину обсадных колонн, размеры колонн (наружный диаметр, длина), диаметры ствола под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования (глубина верхней и нижней границ), интервалы подъема тампонирующего раствора за обсадными колоннами, интервалы перфорации эксплуатационной колонны, диаметры долот для бурения под эти колонны.

Разработка конструкции скважины начинается с определения количества обсадных колонн и глубины их спуска. Для этого используется совмещённый график относительных - пластового давления и давления гидроразрыва.

Относительное пластовое давление определяется как отношение пластового давления и давления столба воды на глубине замера:



где – пластовое давление



где - давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений



где - плотность воды; g- ускорение силы тяжести; H- глубина бурения по вертикали, на которой произведен замер соответствующего давления. Обычно принимается ρ_в = 1000кг/м³, g = 9,81 м/с²

При проведении расчетов принимается, что относительные давления в пределах пласта постоянные:





Где Р_пл - относительное пластовое давление; Р_гр - относительное давление гидроразрыва; - давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений.

Интервалы по вертикали совместимые для бурения, м.

1-й интервал: 0-40

2-й интервал: 40-265

3-й интервал: 300-1073

4-й интервал: 1073-1624

5-й интервал: 1624-1739

Давление по воде:



Давление по воде:











Пластовое давление по интервалам:











Относительное пластовое давление











Если отсутствует данные о давлениях гидроразрыва, то в исключительных случаях его можно определить по формуле:



Интервал 0-40 м.

Р_гр=0,0083∙40+0,66∙0,4=0,6 МПа

Интервал 40-265 м.

Р_гр=0,0083∙265+0,66∙2,6=3,91 МПа

Интервал 265-1073 м.

Р_гр=0,0083∙1073+0,66∙10,5=15,84 МПа

Интервал 1073-1624 м.

Р_гр=0,0083∙1624+0,66∙15,9=23,97 МПа

Интервал 1624-1739 м.

Р_гр=0,0083∙1739+0,66∙17,1=25,71 МПа

Относительное давление гидроразрыва











Пласты совместимы для бурения, если относительные плотности бурового раствора , рассчитанные по величинам названых давлений для этих пластов удовлетворяют неравенству:





где - коэффициент запаса, учитывающий возможные колебания давления в скважине. Величину выбираем из таблицы 2.1.1

Таблица 2.1.1 - Коэффициент запаса

Глубина залегания подошвы пласта, м	≤ 1200	>1200
1	2	3
	1,10 ÷1,15	1,05 ÷1,10
,МПа, не более	1,5	2,5

Минимальная относительная плотность:










Максимальная относительная плотность:



где - коэффициент запаса, учитывающий возможные колебания давления в скважине принимаем 0,9.











Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления бурового раствора на пласты с пресной водой и продуктивные пласты величиной , значения которой также приведены в таблице 2.1.1.













Таблица 2.1.2 – Результаты расчетов относительных давлений и требуемых плотностей бурового раствора

Интервалы, м
0-40	0,39	1,02	1,1	1,12	1,38	1,5	4,9	1,15
40-265	2,59	1,00	1,1	1,1	1,36	1,5	1,58	1,1
265-1073	10,53	1,00	1,1	1,1	1,35	1,5	1,14	1,1
1073-1624	15,93	1,00	1,05	1,05	1,35	2,5	1,16	1,1
1624-1739	17,06	1,00	1,05	1,05	1,35	2,5	1,15	1,15

Рисунок 2.1.3 – График совмещенных давлений и конструкции скважины

2.2. Расчет диаметров долот и обсадных колонн

Расчет ведется снизу вверх для всей конструкции скважины. Диаметр последней спускаемой в скважину колонны согласовывается с заказчиком и известен до начала расчета. Поэтому расчет начинается с определения диаметра D_д для бурения последнего интервала:

(2.2.1)

где - диаметр муфты обсадных труб последней колонны; - величина зазора между стенкой скважины и муфтой.

Диаметр эксплуатационной колонны равен D_экс=146 мм

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны выбираем _Dм =166 мм согласно ГОСТ 632-80.

D_д= 166+25=191 мм

Полученный результат округляем до ближайшего большего диаметра долота по ГОСТ 20692-75 и выбираем .

Расчет диаметра предыдущей колонны кондуктора



где – радиальный зазор.





По внутреннему диаметру обсадной колонны согласно по ГОСТ 20692-75 выбираем

Наружный диаметр соединительной муфты для кондуктора .

Расчет диаметра долота для бурения под кондуктор:



Согласно ГОСТ 20692-75 выбираем ближайший .

Расчет диаметра предыдущей колонны направления:





Согласно полученному внутреннему диаметру выбираем

Наружный диаметр соединительной муфты для кондуктора .

Расчет диаметра долота для бурения под кондуктор:



Согласно ГОСТ 20692-75 выбираем .

Таблица 2.2.1- Сводная таблица выбора диаметров колонн и долот

Тип обсадной колонны	Глубина спуска, м	Диаметры, мм		Высота подъема тампонажного раствора, м
		колонн	долот
1	2	3	4	5
Направление	40	324	393,7	До устья
Кондуктор	265	245	295,3	До устья
Эксплуатационная колонна	1739	146	215,9	До устья

Рисунок 2.2.2 – Конструкция скважины
2.3. Методы вхождения в продуктивную залежь

Метод вхождения — это порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктив­ной толщи. В практике бурения применяют следующие методы:

1. 
   По первому методу (рис. 2.3.1, а) продуктивный горизонт вскрывается долотами того же диаметра, что и вышележащие породы. В скважину спускают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой перфорирована и выполняет функцию фильтра. Скважина цементируется выше продуктивного пласта. Данный метод применяют при вскрытии неустойчивых пород, продуктивный горизонт содержит одну жидкость, т.е. однороден, параметры промывочной жидкости при вскрытии пласта и прохождении вышележащих пород практически одинаковые.
   
2. 
   Второй метод (рис. 2.3.1, б) отличается от первого тем, что после разбуривания в скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, а затем цементируют. Для сообщения полости эксплуатационной колонны с продуктивным пластом ее перфорируют (простреливают большое число отверстий). Метод применяется при вскрытии неоднородных по составу флюидов, малых и перемежающихся пропластков, т.е. когда требуется селективная эксплуатация. Параметры циркулирующего раствора, как правило, при вскрытии не меняются.
   
3. 
   По третьему методу (рис. 2.3.1, в) перед вскрытием продуктивной толщи вышележащую обсадную колонну цементируют, после чего, продуктивную толщу проходят долотом меньшего диаметра, оставляя ствол открытым. Метод применяется при вскрытии устойчивых пород и однородного флюида. Состав и свойства бурового раствора подбирают только с учетом характеристики продуктивной толщи.
   
4. 
   В отличие от третьего метода (рис. 2.3.1, г), ствол скважины в продуктивной толще по четвертому методу оборудуют фильтром, подвешенным в обсадной колонне и изолированным пакером. Этот метод применяется при вскрытии слабоустойчивых пород и однородных флюидов.
   
5. 
   При пятом методе (рис. 2.3.1, д) после спуска обсадной колонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования вскрывают продуктивную толщу долотами меньшего диаметра, а затем перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине и перфорируют против заданных интервалов. Метод применяется при необходимости селективной эксплуатации различных пропластов.
   

Рисунок 2.3.1- Методы вхождения в продуктивную толщу:

1 - обсадная колонна; 2 - цементный камень; 3 - нефтеносные пласты; 4 - водоносные пласты; 5 - открытый ствол; 6 - пакер; 7 – фильтр
Вывод: для скважины на Сев. Альметьевской площади применяем второй способ вхождения в продуктивный пласт. Данный метод обеспечивает более надежное крепление забоя и сохранение диметра скважины, позволяя получить высокий дебит. В этом варианте обсадная колонна с заранее приготовленными отверстиями в нижней части устанавливается в нижней части продуктивного пласта. После этого эксплуатационная колонна полностью цементируется. Цементируется так же интервал продуктивного пласта. После затвердевания цементного раствора производят перфорацию в продуктивном интервале.

Метод имеет следующие достоинства: прост в реализации; позволяет селективно сообщать скважину с любым пропластком продуктивной залежи; стоимость собственно буровых работ может быть меньше, чем при других методах вхождения.

3. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СПОСОБА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ И СОСТАВА ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ