1. Техникотехнологический раздел 1 Исходные данные для проектирования скважины
 Скачать 7.09 Mb.
|
|
1. Технико-технологический раздел 1.1 Исходные данные для проектирования скважины Исходные данные для проектирования скважины представлены таблице 6. Таблица 6 Исходные данные для проектирования скважины
1.2 Выбор и проектирование конструкции скважины Выбор конструкции скважины – основной этап ее проектирования и должен обеспечивать высокое качество строительства скважины, как долговременное эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта. Конструкцию скважины выбирают в соответствии с действующей методикой, а также с учетом залегания продуктивных пластов, возможными осложнениями при проводки скважины. Направление – для перекрытия верхнего интервала, сложенного неустойчивыми породами. Кондуктор – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросого оборудования. Эксплуатационная колонна – для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Для извлечения нефти и газа на поверхность. 1) Выбор глубины спуска обсадных колонн. Для перекрытия неустойчивых алливиальных и глинисто-песчанистых пород, направление спускается на глубину 70м. Казанский и уфимский ярусы склонны к поглощению и обвалам, для их перекрытия кондуктор спускаем до глубины 300 м. Для нормальной и долговечной работы эксплуатационную колонну спускаем на глубину продуктивного горизонта (проектная глубина по вертикали) 1103 м. 2) Выбор диаметра колонн. Выбор диаметра колонн производится снизу вверх. Диаметр колонны должен обеспечивать максимальный дебит, переход скважины с фонтанной на насосную добычу. Определяем диаметр долота под 114,3 мм. колонну: D д = D н. экс + 2д (мм) D н. экс = 114,3мм. – диаметр эксплуатационной колонны по муфте.  мм. – зазор между муфтой и стенкой скважины.Dд = 114,3 + 2*20 = 154,3мм. Соответствующее по справочнику долото = 155,6 мм. Определяем внутренний диаметр кондуктора. Dвн.к = Dд + (6 …8) = 160,3…162,3 мм. Такому внутреннему диаметру соответствует обсадная труба с наружным диаметром=177,8 мм. Определяем диаметр долота для бурения под кондуктор: Dд. к.= Dн. к. + 2д = 177,8 +2*20 = 217,8 мм. Принимаем долото диаметром = 215,9 мм. Определяем внутренний диаметр направления. Dвн.н = Dд + (6 …8) = 215,9 + (6…8)=221,9…223,9 мм. Такому внутреннему диаметру соответствует труба с наружным диаметром = 244,5 мм. Определяем диаметр долота для бурения под направление: Dд. н.= Dн. н. + 2д= 244,5 + 2*30 = 304,5 мм. Соответствующее по справочнику долото = 295,3 мм. Конструкция скважины приведена в таблице 7 и на рисунке 1. Таблица 7 Конструкция скважины
 Рисунок 1 Конструкция скважины 1.3 Выбор, расчет и построение профиля ствола скважины Глубина скважины по вертикали до кровли продуктивного пласта  1078 м.;Глубина скважины по вертикали Н0 = 1103; Смещение А= 300 м.; Длина вертикального участка Нв=320м.; Азимутальный угол  = 128 Расчет профиля сводится к определению необходимого зенитного угла б – наклона ствола скважины к вертикали и к горизонтальной проекцией профиля. Для бурения и набора зенитного угла при бурении под кондуктор применяем следующую компоновку: Долото 215,9 СЗГВ R175; кривой переводник с углом перегиба 1,5 °; бурильные трубы ТБПВ 127*9; УБТ диаметром 178мм. турбобур ТО 2-240. 1. Интервал (320-490) М Расчет участка набора кривизны hв=320м, i=1ᵒ/10м Длина вертикального участка: H1=178м бн=0ᵒ б=17,1ᵒ бср=7,5ᵒ Определяем проекцию участка набора кривизны на горизонтальную плоскость: а1=h1 * tg б1 (м) а1=178*0,3076=67м Определяем длину участка набора кривизны зенитного угла: l1= h1/cos б1 (м) l1=178/0,9914=180м 2 Интервал (490-1153) Расчет участка стабилизации зенитного угла. Длина вертикального участка: H2=643м бср=17,1ᵒ Определяем проекцию участка стабилизации зенитного угла на горизонтальную плоскость: а2=h2 * tg б2(м) а2=643*0,3076=192м Определяем длину участка стабилизации зенитного угла: l2= h2/cos б2 (м) l2=65/0,9659=665м 3. Интервал (1153-1190) Расчет участка стабилизации зенитного угла. Длина вертикального участка: H3=24м бср=17,1ᵒ Определяем проекцию участка стабилизации зенитного угла на горизонтальную плоскость: а3=h3 * tg 3 (м) а3=24*0,2779=6м Определяем длину участка стабилизации зенитного угла: l3= h3/cos б3 (м) l3=24/0,9659=25м Определяем смещение забоя от вертикали: Смещение А=300 м А= а1+а2+ а3 (м) А=67+192+6=265м попадаем в круг допуска 265  35. Определяем длину ствола по профилю: Глубина скважины L=1190 мL=lв +l1 + l2 + l3 (м) Где lв - длина вертикального участка (м) L=180 +665 +25 +320 =1190 (м)  Рисунок 2 Профиль скважины 1.4 Выбор способа бурения и КНБК по стволу скважины Выбор способа бурения и КНБК указаны в таблице 8. Таблица 8 КНБК и режим бурения
1.5 Расчет колонны бурильных труб Исходные данные: Глубина скважины – 1157м; Глубина скважины до кровли продуктивного пласта – 1133м; Пластовое давление – 12МПа; Вес забойного двигателя – 0.11МН; Нагрузка на долото – 0.2МН; Диаметр бурильных труб - 89мм. Расчет бурильной колонны сводится к определению диаметра и длины УБТ для обеспечения жесткости бурильной колонны. В зависимости от диаметра долота и условий бурения выбираем диаметр УБТ при бурении ГЗД, диаметр УБТ не должен превышать диаметра ГЗД. Определяем длину УБТ:  ,где G – вес забойного двигателя, МН; Рдол – нагрузка на долото, МН; qубт =63кг=0.000635МН – вес 1м УБТ, МН.  Исходя из опыта бурения выбираем УБТ диаметром 120мм – 108м. Если колонна одноразмерная, то допускаемую глубину спуска колонны, составленную из труб с одинаковыми толщиной стенки и группой прочности материала, определяют по формуле:  ,где Qp – допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН; Qp=уTFтр /n, (уT – предел текучести материала труб, Мпа; Fтр – площадь сечения, Fтр=22.6м 2; n – коэффициент запаса прочности; принимается равным 1.3 для нормальных условий бурения) Qp=380*22.6*10 -4/1.3=0.66MH; k – коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции и сопротивления движения раствора (принимается равным 1.15); QУБТ – вес утяжеленных бурильных труб, МН; G – вес забойного двигателя и долота, МН; рбр и рмет – плотности бурового раствора и материала труб, г/см 3; Р0 , РП – перепады давления на долоте и турбобуре, МПа; Fк – площадь проходного канала трубы, Fk=39.6м 2; qбт – вес 1м бурильной колонны, qбт=21.08кг=0.0002108МН Qубт=lубтqубт=108*0.000635=0.0685МН    Данной компоновкой бурение может вестись до глубины 2690м. Данная компоновка проходит по прочности. Таблица 9 Параметры колонны труб
1.6 Выбор типа и параметров, состава и количества промывочной жидкости по разрезу ствола скважины При бурении направления могут возникнуть осложнения в виде осыпей и обвалов, поэтому интервал бурится на глинистом буровом растворе. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||