КР Заканчивание скв. Курсовой проект по дисциплине Заканчивание скважин
 Скачать 88.98 Kb.
|
|
2.2 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины Конечная цель бурения скважины - получение притока нефти из продуктивного пласта. Согласно /1/ и с учетом рекомендаций /3/ выбираем следующий метод вскрытия продуктивного пласта: 1. продуктивный пласт пробуривают не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной бурильных труб; 2. спускают эксплуатационную колонну до забоя. С целью избежания межколлоных перетоков и загрязнения водоносных горизонтов рекомендуется цементировать эксплуатационную колонну по всей длине до устья (0-3122). Для сообщения внутренней полости колонны с продуктивным пластом производят перфорацию колонны. Данный метод позволяет осуществить вскрытие продуктивного пласта с любыми прослойками, прост в применение, экологически безопасен. Недостатком данного метода является то, что велика возможность загрязнения продуктивного пласта фильтратом промывочной жидкости, т.к. её свойства приходится выбирать с учетом геолого-физических условий не только в самой залежи, но и по всей длине открытого участка ствола скважины. Этого можно избежать путем контроля за свойствами, составом и качеством промывочной жидкости. При расчете конструкции скважины определяем диаметры обсадных колонн, диаметры долот для интервалов бурения. Расчет диаметров обсадных колонн диаметров долот проводим снизу вверх по формулам: (2.4) (2.5) где: ai - зазор между колонной и стенкой ствола скважины, мм; дi - зазор между долотом и внутренней поверхностью обсадной колонны, дi=5-15 мм; диаметр муфты, мм;диаметр обсадной колонны, мм; диаметр долота, мм; Для обсадных колонн, согласно /4/ диаметром 140-146мм ai=20мм, для колонн диаметром 168-245мм ai=25мм, для колонн диаметром 273-299мм ai=35мм. Принимая во внимание опыт бурения в данных условиях выбираем эксплуатационную колонну диаметром 146мм, тогда диаметр долото для бурения под эту колонну равен ммПринимаем долото диаметром 215,9 мм ГОСТ 20692-75. По формуле (2.5) рассчитаем диаметр кондуктора ммПо ГОСТ 632-80 принимаем диаметр кондуктора равным 244,5мм. Диаметр долота для бурения под кондуктор ммПо ГОСТ 20692-75 /1/ диаметр долота принимаем равным 295,3мм. Рассчитаем диаметр направления по формуле (2.5) ммПо ГОСТ 632-80 принимаем диаметр направления равным 323,9мм /5/. Диаметр долота под направление ммПо ГОСТ 20692-75 /1/ принимаем долото диаметром 393,7мм. Полученные результаты сведем в табл. 2.2 Таблица 2.2 Диаметр долот, секций обсадных колонн, их муфт
При определении интервалов цементирования определяем глубины спуска обсадных колонн. Направление спускается на 40м согласно /1/. Глубина спуска кондуктора определяется с учетом геологических условий разреза скважины и равна 816м. Эксплуатационная колонна спускается до забоя скважины. Направление и кондуктор цементируются до устья скважины /4/. Для избежания загрязнения водоносных горизонтов, межколонных перетоков и с целью экологической безопасности эксплуатационная колонна цементируется до устья /1/. Конструкцию скважины, т.е. глубины спуска и интервалы их цементирования представим в табл. 2.3. Таблица 2.3 Конструкция скважины
2.3 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов Выбор вида тампонажного материала производится по наибольшей температуре, возникаемой в интервале крепления в периода цементирования и эксплуатации скважины с учетом агрессивности окружающей среды. Обоснование плотности тампонажного раствора для цементирования вышележащих интервалов производится из условий недопущения поглощения тампонажного раствора наиболее «слабым» пластом и наиболее полного вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства /4/. 1) Верхняя граница возможных вариаций плотности тампонажного раствора определяется /15/: (2.6.) где: Рпогл - давление поглощения, Па; сп.ж. - плотность промывочной жидкости, применяемой при вскрытии продуктивных пластов, кг/м3; L - глубина спуска обсадной колонны, м; Ln - глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м; h - высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны, м; Проверяем условие недопущения поглощения тампонажного раствора на момент окончания цементирования скважины: Ркп ? Рпогл. Интервал цементирования 1850-3122 м, ст.р. = 1830 кг/м3, 0-3122 м - ст.р. = 1480 кг/м3. Давление в кольцевом пространстве определяем: Ркп = Рс.к.п. + ДРкп + Ру.к.г., МПа, (2.7.) где: Рс.к.п, ДРк.п., Ру.к.п. - соответственно давление гидростатическое, гидродинамическое и на устье скважины в кольцевом пространстве, МПа. Рс.к.п. = ст.р. · д · h, МПа, (2.8.) Рс.к.п. = 1850 · 9,81 · (3122 - 1529) + 1480 · 9,81 · 2780 = 46,5 МПа. Ру.к.п. = 0. Расчет гидродинамического давления производим по известным формулам для вязко-пластичной и вязкой жидкостей. Определим режим течения жидкости по критическому числу Рейнольдса: Re = 2100 + 7,3(Не)0,58, (2.9.) где: Не - число Хедстрема: , (2.10.) где: ф0 = 6,8 Па - динамическое напряжение сдвига тампонажного раствора; з = 0,058 Па·с - пластическая вязкость; с - плотность кольцевого пространства; dк - диаметр кольцевого пространства, м: dr = k · Дд = Дн, м, (2.11.) где: к - коэффициент каверзности, принимаем 1,25; Дн - наружный диаметр эксплуатационной колонны, м: dr = 1,25 · 0,2159 - 0,146 = 0,124. Определяем число Хедстрема по формуле (2.122.): Так как Re > Rекр = 2300, то режим течения турбулентный. При турбулентном движении жидкости гидродинамическое давление рассчитываем по формуле Дарси-Вейсбаха: , (2.13.) где: л - коэффициент гидравлических сопротивлений, принимаемый л = 0,025; Qкр - критическая производительность насосов цементировочных агрегатов: , м3/с, (2.14.) где: F - площадь поперченного сечения кольцевого пространства, м2: F=0,785[(1,25 · 0,2159)2 - 0,1462] = 0,04; м/с.Гидродинамическое давление определяется: МПа. кг/м3.2) нижняя граница возможных вариаций плотности тампонажного раствора: где: 200 кг/м3 - превышение плотности тампонажного раствора над плотностью промывочной жидкости, при котором достигается полнота вытеснения. кг/м3.Плотность тампонажного раствора принимаем в пределах установленных границ, ст.р. = 1640 кг/м3. Проверяем условия недопущения поглощения тампонажного раствора на момент окончания цементирования скважины. Принимаем во внимание опыт бурения на данной площади, а именно, что интервал продуктивного пласта рекомендуется цементировать тампонажным раствором плотностью ст.р. = 1830 кг/м3. При цементировании обсадной колонны тампонажным раствором ст.р. = 1830 кг/м3 условие недопущения гидроразрыва «слабого» пласта не выполняется, следовательно, существует необходимость применить в интервале выше продуктивного пласта «облегченный» тампонажный раствор ст.р. = 1480 кг/м3. Ркп = 46,5 + 1,2 = 47,7 МПа. Так условия Ркп < Рпогл выполняется, то поглощения тампонажного раствора не произойдет. Направления цементируем ПЦТ-ДО-50 с параметрами ст.р. = 1830 кг/м3, ф0 = 6,5 Па, з = 0,058 Па·с по ГОСТ 1581-91 ПЦТ-ДО-50 ГОСТ 1581-91 /6/. Для цементирования эксплуатационной колонны для интервала 0-2870 м используем портландцемент ПЦТ-Д20-50, в качестве облегчающей добавки применяем 14% глинопрошка, для интервала 2870-3122 м ПЦТ-ДО-100 ГОСТ 1581-91. В качестве продавочной жидкости используем солевой раствор плотностью с = 1140 кг/м3. 2.4 Расчет обсадных колонн на прочность Целью расчета обсадных колонн на прочность является проектирование равнопрчной колонны по всему интервалу крепления. Расчет производим по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, осевых нагрузок, возникаемых при испытании на герметичность, опробовании по окончании цементирования и эксплуатации скважины. Расчет производится по методике /17/. Исходные данные для расчета представлены в таблице 2.24. Таблица 2.4. Исходные данные
2.4.1 Построение эпюр внутренних давлений Определяем внутреннее давление в период ввода в эксплуатацию при закрытом устье (Ру > 0): Рвz = Рпл - 106гв (L - z) при 0 ? z ? L, (2.15.) где: Рпл - пластовое давление на глубине z, МПа; РПЛL = 32 МПа. z = L = 3122 м; РBL = 32 МПа. z = 0; Рву = (32 - 106 · 0,85 · 104 ·3122)) = 5,7 МПа. Строим эпюру АВ (рис. 2.4.). Таблица 2.5. Параметры обсадных труб
|