Введение Нефтяная промышленность является одной из важнейших в экономике России

• Название: Введение Нефтяная промышленность является одной из важнейших в экономике России
• Дата: 05.04.2023
• Размер: 0.71 Mb.
• Имя файла: Kursovaya-rabota-26-05-21.docx
• Тип: Документы; #1040558
• страница: 3 из 8

2.2.2 Выбор и расчет конструкции скважины

Конструкция скважины проектируется на основании анализа литологических особенностей горных пород. Совмещенного графика давлений, анализа ожидаемых осложнений в скважинах, а также с учетом требований по охране недр и окружающей среды.

Выбор конструкции скважины осуществляется исходя из решаемых ею задач, с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

На Западно-Хоседаюском нефтяном месторождении применяется следующая конструкция скважины:

1.Направление 426 мм спускается на глубину 30 м с целью закрепления устья скважины для бурения под кондуктор. Цементируется на всю длину цементным раствором плотностью 1900 ,, приготовленным из ПЦТ I-G-CC-1 ГОСТ 1581-96

2.Кондуктор 324 мм спускается на глубину 350 м. Цементируется на всю длину (350-0 м) цементным раствором плотностью 1900 , приготовленным из ПЦТ I-G-CC-1 ГОСТ 1581-96.

3.Промежуточная колонна 245 мм спускается на глубину 2385 м, с целью предотвращения гидроразрыва пород при нефтепроявления, устанавливается ПВО для бурения под эксплуатационную колонну.

4.Эксплуатационная колонна 178 мм спускается на глубину 3344 м по стволу (3020 м по вертикали) и предназначена для разобщения пластов-коллекторов, испытания и эксплуатации продуктивного пласта.

5. 144 мм «Хвостовик» : испытывается на герметичность давлением 31 с заполнением технической водой плотностью 1020 кг/  ( минерализованной водой плотностью 1170 кг/ )

Диаметр обсадных колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.

Согласно требованию заказчика принимается:

- диаметр эксплуатационной колонны, = 178 мм;

- диаметр муфты эксплуатационной колонны, = 186 мм;

Диаметр долота для бурения под хвостовик определяем по формуле:
D_дэк = D_мэк + 2δ, (21)
где - Диаметр долота для бурения под хвостовик, мм;

- Диаметр муфты хвостовика, мм;

– зазор между муфтой и стенкой скважины, мм;
D_дэк = 114 + 2 ∙ 12,5 = 139 мм.
По ГОСТ 20692-75 принимаем = 139,7 мм

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны определяем по формуле:
d_ПК = D_дэк + (4 - 6), (22)
где - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм;

- диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну, мм;
d_ПК = 139,7 + (4 - 6) = 143,7 - 145,7 мм.
Принимаем трубу с наружным диаметром:

= 168 мм, = 188 мм.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну определяется по формуле:
D_дк = D_мк + 2, (23)
где - диаметр долота для бурения под эксплуатационную колону, мм;

- диаметр муфты эксплуатационной колонны, мм;

- зазор между колонной и стенками скважин, мм;
D_дк = 188 + 2 ∙ 12.5 = 213 мм.
Принимаем = 219,1мм.

Принимаем трубу с наружным диаметром:

= 244,5 мм, = 270 мм.

Диаметр долота для бурения под техническую (промежуточную) колонну определяется по формуле:
D_дк = D_мк + 2, (24)
где - диаметр долота для бурения под техническую (промежуточную) колонну, мм;

- диаметр муфты технической (промежуточной) колонны, мм;

- зазор между колонной и стенками скважин, мм;
D_дк = 270 + 2 ∙ 15 = 300 мм.
Принимаем = 295,3 мм.

Внутренний диаметр кондуктора определяем по формуле:
D_к = D_дк + (4 - 6), (25)
где - внутренний диаметр кондуктора, мм;

- диаметр долота бурения под промежуточную колонну, мм;
D_к = 295,3 + (4 - 6) = 299,3 - 301,3 мм.
Принимаем колонну с наружным диаметром:

D_дк = 324 мм, D_мн = 351 мм.

Диаметр долота для бурения под кондуктор определяем по формуле:
D_дк = D_мн + 50, (26)
где - диаметр долота бурения, мм;

- диаметр муфты кондуктора, мм;
D_дк = 351 + 2 ∙ 25 = 401 мм.
Принимаем диаметр долота для бурения под кондуктор:

D_дк = 393,7 мм.

Внутренний диаметр направления определяем по формуле:
= 393,7 + (4 - 6) = 397,7 – 399,7
Принимаем колонну с наружным диаметром:
= + 50, (27)
где диаметр долота бурения, мм

диаметр муфты направления, мм
= 451 + 2 ∙ 25 = 501
Принимаем диаметр долота для бурения под направление:

D_дк = 490 мм.



Рисунок 2 – Схема конструкции скважины

2.2.3 Типы и параметры буровых растворов по интервалам бурения, рецептура химобработка буровых растворов
В интервале от 0 м да 30 м используется глинистый буровой раствор с параметрами: = 1,08г/ , УВ = 80-90 сек, рН = 8,0-9,5;

В интервале от 30 м до 350 м используется полимер-глинистый буровой раствор с параметрами: = 1,15г/ ;УВ = 35-60 сек; ПВ = 15-25 сек; рН = 8-9;

В интервале от 350 м до 2370 м используются Полиакриламидный буровой раствор с параметрами: = 1,18 г/ УВ = 35-60с; ПВ = 12-25сПз; ДНС = 15 - 28 фунт/100кв.фут; рН = 8-9; ПФ 6-8 /30мин; смазка < 1%; МВТ 4кг/ ; К 1 мм; СНС 10с/10мин = 3-12/5-18фнт/100фт2;

В интервале от 2370 м до 3020 м используются Известково-гипсовый буровой раствор = 1,14г/ ;pH = 9-11; % песка = 1%; Тест МВТ = < 2 %; СНС 10с/10мин = 4-12/6-18фнт/100фт2; ПВ = 12-20сПз; УВ = 40-60 сек;

В интервале от 3020 м до 3040 м используется гипсоизвестковый буровой раствор: = 1,04г/ ; УВ= 40-60 сек; ПВ = 12-25сПз; ДНС = 12-25 фунт/100фут2; рН = 9 – 11;ПФ ≤ 5 /30 мин; Тест МВТ 2 %; смазка 3-6 %; % песка 0,5 %;

В типовой химический состав полимерного бурового раствора входят полимеры органических веществ такие как: полиэтилен, полиацетилен, бутадиены.

2.2.4 Расчет плотности буровых растворов при бурении под эксплуатационную колонну

Исходные данные:

2521-2874м = 27 МПа

2874-3083м = 28 МПа

Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле:
, (28)
a - коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым
a = 1.05 т.к 1200 м
кг/
кг/
Максимальное значение = 1072,94 кг/

Рассчитаем предельно-допустимое давление бурового раствора с учетом допустимой репрессии на пласт
, (29)


С учетом пластовых давлений и возможных осложнений при бурении интервала, а также исходя из опыта бурения на месторождении принимаем расчётную плотность бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта равную 1124,55 кг/

2.2.5 Выбор способа цементирования и тампонажных материалов для цементирования эксплуатационной колонны

Исходные данные:

= 3344 м - глубина скважины по профилю,

Н = 3040 м - по вертикали;

= 650 м - высота столба цементного раствора за обсадной колонной после продавки по вертикали, 1212 м – по профилю;

= 850 м - высота столба бурового раствора за обсадной колонной после продавки;

= 24,1 МПа - давление гидроразрыва продуктивного пласта;

= 1140 кг/ - плотность бурового раствора последнего интервала бурения;

= 1920 кг/ - плотность цементного раствора

Пласты, в которых возможен гидроразрыв пород:
2521-2874 м = 18,9 МПа

2874-3083 м = 24,1 МПа
Решение:

Плотность жидкости за колонной, при которой невозможен гидроразрыв пласта:
, (30)

где К - коэффициент превышения давления гидроразрыва пласта над гидростатическим давлением, К = 1,1.

- глубина подошвы пласта, м.
кг/
кг/

Минимальная плотность жидкости при которой невозможен гидроразрыв пласта = кг/

Средняя плотность жидкости за колонной при окончании цементирования в одну ступень:
, (31)
кг/ .
Из расчета видно, что , то есть необходимо применять двухступенчатое цементирование.

2.2.6 Расчет эксплуатационной колонны на прочность

Исходные данные:

L_скв = 3344 м - глубина спуска эксплуатационной колонны по профилю;

Н = 3020 м - глубина спуска эксплуатационной колонны по вертикали;

D_эк=178 мм - диаметр эксплуатационной колонны

= 952 м - высота столба цементного раствора за обсадной колонной после продавки по вертикали, 1186 м – по профилю;

Н = 2140 м - уровень жидкости в колонне на стадии окончания эксплуатации;

= 1920 кг/ - плотность цементного раствора;

ρ_ср = 1760 кг/ - средняя плотность;

= 1140 кг/ - плотность бурового раствора;

ρ_н = 785 кг/ - плотность нефти;

Р_пл = 19 Мпа - давление пласта на кровлю пласта Н_пл = 1857 м;

Р_оп = 21,1 МПа - давление опрессовки эксплуатационной колонны;

K = 0,25 - коэффициент разгрузки цементного камня;

ρ_ж = 1020 кг/ - плотность опрессовочной жидкости;
Решение:

Устьевое давление в период ввода скважины в эксплуатацию:
Р_у = Р_ПЛ – 10^-5 · ρ_н ∙ Н_{пл ,} (32)
Р_У = 19 - 10^-5 ∙ 785 ∙ 1857 = 4,42 Мпа
Р_у < Р_оп, то есть 1,1 ∙ 1,4 < 21,1 МПа, следовательно, в формулы определения внутренних избыточных давлений нужно подставлять значение Р_оп = 21,1 МПа.

Наружные избыточные давления на стадии окончания эксплуатации скважины:

Для случая h < Н
При Z = 0
Р_ни.z = 10^-5 ∙ ρ_бр ∙ Z, (33)
Р_ниz = 0
При Z = h
Р_нин = 10^-5 ∙ 1140 ∙ 1080 = 12,31Мпа.
При Z = L
P_ниL = 10^-5((ρ_цр - ρ_в)L-(ρ_цр - ρ_бр)h + ρ_вН)(1 - k), (34)
Р_ни._L = 10^-5∙ ((1442,80 - 785) ∙ 3344 – (1442,80 – 1140)952 + 785 2140)(1 - 0,25) = 26,9 Мпа
Внутреннее избыточное давление в период испытания колонны на герметичность в один приём без пакера:
0 ≤ Z ≤ h;
Р_внz = Р_оп
Z = 0
Р_ви = 9,3 Мпа
Z = h
Р_виh = P_оп - 10^-5(ρ_бр - ρ_ож)h, (35)
Р_ниh = 9,3 - 10^-5(1140 - 1020)952 = 8,15 Мпа
При Z = L
P_виL= [P_оп - 10^-5((ρ_цр - ρ_ож)L - (ρ_цр - ρ_бр)h)](1 - k), (36)

По полученным данным строим эпюры наружных и внутренних давлений Р_ни и Р_вн. Представленных на рисунке 3.

Выбор секций колонны:

Учитывая наличие в продукции скважины сероводорода, а также опыт крепления скважин на данной площади, для обсадной колонны принимаем импортные сероводородо-устойчивые трубы 114 «С-95» VAM (по стандарту АНИ).

При выборе секций колонны принимаем следующие запасы прочности:

На смятие n₁ = 1,125;

На внутреннее давление n₂ = 1,1.

На страгивание резьб n₃ = 1,6.

Для первой секции необходимо принять трубы, для которых
Р_кр > Р_ниL∙ n_1, (37)
Р_кр = 18,25 ∙ 1,125 = 20,5 МПа.
Этому давлению соответствуют трубы 127×6,4 С-75, для которых:?

- сминающее давление Р_кр = 24,6 МПа,

- вес погонного метра q_8,94 = 192 Н,

- допустимое внутреннее давление Р_вн = 33,4 МПа.

- допустимая растягивающая нагрузка Р_стр.= 735кН.

Так как первая секция труб имеет минимальную толщину стенки, то ее длину определяем из расчета на страгивание:
, (38)


Рвн

H, м
0
500
1000
1935

0 51015P,МПа
Р ни
Рисунок 3 – эпюры наружных и внутренних давлений

Необходимая длина секции равна длине колонны:
L₁ = L_скв
L₁ = 3344 м
Определяем вес секции:
Q₁ = 4406 ∙ 0,3512 = 1547,38 кН
Вес всей эксплуатационной колонны:

Qэк = 1547,38 кН
Фактический запас прочности на внутреннее давление
= = = 3.3 1.6