Расчет курсового проекта по промывке (1). Разработка технологического регламента и рецептуры промывочной жидкости для конкретных геологических условий и осложнений при поглощении на примере эксплуатационных скважин чаяндинского мя

• Название: Разработка технологического регламента и рецептуры промывочной жидкости для конкретных геологических условий и осложнений при поглощении на примере эксплуатационных скважин чаяндинского мя
• Дата: 09.05.2021
• Размер: 0.85 Mb.
• Имя файла: Расчет курсового проекта по промывке (1).docx
• Тип: Курсовой проект; #202857
• страница: 3 из 10

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

Таблица 16 – Обоснование конструкции скважины

Наименование колонн	Диаметр колонн, мм	Глубина спуска (по стволу), м	Назначение обсадных колонн, обоснование выбора секционности, глубины спуска колонны и способа цементирования
Направление	324/530х32*	60	Спускается для перекрытия неустойчивых отложений склонных к осыпям и обвалам, для перекрытия многолетнемерзлых пород с обязательной установкой башмака направления в плотные глины. Спуск предусматривается одной секцией, цементируется до устья прямым способом в одну ступень.
Кондуктор*	244,5	900 (953)	Спускается для перекрытия неустойчивых и многолетнемерзлых пород, для перекрытия трещиноватых, склонных к поглощению горизонтов с обязательной установкой башмака кондуктора в плотные глины. На колонну устанавливается ПВО.
Пилотный ствол**	220,7	1906 (2148,6)	Пилотный ствол не обсаживается. После проведения работ по отбору керна, геофизических исследований и испытаний в открытом стволе производится ликвидация пилотного ствола установкой цементного моста.
Эксплуатационная	177,8	1843 (2426)	Спускается для перекрытия неустойчивых пород солевых отложений, для перекрытия трещиноватых, склонных к поглощению горизонтов. С целю эксплуатации продуктивного горизонта. Спуск эксплуатационной колонны предусматривается одной секцией, цементируется до устья прямым способом в одну ступень.
Хвостовик в т.ч. ФС-114	114	1836 - 1845 (2351 – 4000) 1843 – 2845 (2426– 4000)	Спускается с целью эксплуатации нефтяного пласта Vbk1 через сетчатый фильтр хвостовика ФС-114. Хвостовик не цементируется, в эксплуатационной колонне устанавливается на подвеску типа ПХН.1 114/178 на 75 м по стволу выше башмака эксплуатационной колонны.

Примечание

1 * - В случае возникновения катастрофических поглощений в процессе бурения и невозможности дальнейшего углубления ствола скважины допускается спуск кондуктора на глубину 500 м.

2**- Строительство пилотного ствола по решению заказчика.

3. 
   Допускается изменение глубины спуска обсадных колонн согласно требований п.110 ПБ [1].
   

2.1 Расчет для обоснования конструкции скважин

Произведем расчет для обоснования глубины спуска кондуктора в соответствии с требованиями п. 118 «Правил безопасности…», утверждённых приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 г. N 101 (исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом). Расчет производится исходя из условия: Р < Р гр.

Обоснование глубины спуска кондуктора (расчет на наихудшие условия, на газ пласта Осинского горизонта).

Глубина спуска кондуктора в проекте принята 900 м по вертикали, что достаточно для перекрытия зоны интенсивных осыпей, обвалов и прихватов.

Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у его башмака в процессе ликвидации возможных газопроявлений. Проверка глубины спуска кондуктора из условия предотвращения гидроразрыва пород у его башмака при полном замещении раствора в скважине пластовым флюидом и закрытии устья ПВО:

Максимальное внутреннее давление у башмака при полной замене бурового раствора пластовыми флюидами при закрытии ПВО определяем по формуле:

_{Р } ^РПЛ

Б _еS

(1)

где:

^P_ПЛ - пластовое давление проявляющего горизонта, МПа;

L_КР <sup>- глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м;

e</sup> - основание натурального логарифма;

КР
s10^4(L

H_К )
(2)

^ - относительный вес газа по воздуху;

Н_К ^{- глубина кондуктора (по вертикали), м.}

Давление у башмака кондуктора составит:

Р_Б  ^{14,2/1,0356 = 13,71 МПа}

14,2/1,0356 = 13,71

при:

s  10^4

*0,637*(1448-900) = 0,0349

e^{S = 1,0356}

Давление гидроразрыва пород у башмака кондуктора составит:

Р_ГР   H_К  ^{0,00,0179·900=16,1МПа (4)}

где

^ - градиент гидроразрыва.

Запас прочности пород на гидроразрыв должен составлять не менее 5 % от внутреннего давления у башмака колонны, согласно Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин, М., 1997 г [12], Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность, М., 1999 г [108].

K  ^РГР

б _Р
16,1 / 13,71 =1,17 (5)

Б

Условие соблюдается.

Обоснование глубины спуска обсадных колон (коэффициент безопасности от давления гидроразрыва принят для расчета 0,95) и совмещенный график давлений предоставлены на рисунках 1 и 2 соответственно.



Рисунок 1 – Обоснование глубины спуска обсадных колон

Таблица 3.2 – Характеристика конструкции скважин

Наименование колонн	Интервал спуска, м	Диаметр колонн, мм	Тип резьбового соединения	Тип тампонажного раствора	Интервал подъема тампонажного раствора, м	Плотность тампонаж- ного раст- вора, кг/м3
Направление	60	323,9/530	ОТТМА	ЦТРС-50 Арм	0-60	1820
Кондуктор	900	244,5	ОТТГ	ЦТРО-Арм	0-450	1500
				ЦТРС-50 Арм	450-900	1820
Эксплуатационная колонна	1843	177,8	ОТТГА	ЦТРО-Арм	0-1050	1500
				ЦТКС	1050-1843	1790
Хвостовик	1836 - 1843	114	ОТТМА	-	-	-
ФС-114	1843-1845	114	ОТТМА	-	-	-

Примечания

1. 
   ЦТРО-Арм – цемент тампонажный расширяющийся облегчённый с армирующими добавками по ТУ 5734-003-80338612-2005.
   
2. 
   ЦТРС-50 Арм - цемент тампонажный расширяющийся стабилизированный с армирующими добавками по ТУ 5734-007-80338612-2006. 3 ЦТКС – цемент тампонажный коррозионно-стойкий по ТУ 5734-14-80338612-2011.
   

4 Допускается применение аналогичных проектным типов тампонажных смесей по физико-механическим характеристикам и стойкости к агресивному воздействию пластовых вод. Альтернативные смеси должны удовлетворять требованиям ГОСТ 1581-96 и РД 39-001147001-767-2000 «Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин»