ДЗ РГР. Филиал федерального Государственного автономного образовательного

• Название: Филиал федерального Государственного автономного образовательного
• Дата: 06.12.2021
• Размер: 162.29 Kb.
• Имя файла: ДЗ РГР .docx
• Тип: Документы; #293816

Филиал федерального Государственного автономного образовательного учреждения высшего образования «Российский Государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени

И. М. Губкина в г. Ташкенте»


Бурение наклонных, горизонтальных и многоствольных скважин
«Расчетно-графическая работа»

Ташкент 2021

Вариант №7 Исходные данные:

Интервал		Ка	ηгрп, МПа/м
от	до
0	854	1	0,019
854	1030	1	0,0194
1030	1480	1	0,021
1480	2045	1	0,017
2045	2060	1	0,0183

Тип скважины - Назначение Разведочная Пластовое давление и давление ГРП


Продуктивный пласт

Интервал		Пластовый флюид	Плотность по воздуху
от	до
2045	2060	Газ	0,7

Требование к профилю и конструкции

Глубина начала искривления, м	350
Отклонение на кровле ПП, м	400
Угол на кровле ПП, град не более	15

Эксплуатационная колонна, ПЗС

Диаметр эксплуатационной колонны, мм	146
Конструкция ПЗС	Перфорированная ЭК
Длина интервала вскрытия ПП, м	-
Опорожнение при испытании, м	1000

Задание:

1. 
   Построить совмещенный график давлений
   
2. 
   Выбрать конструкцию скважины
   
3. 
   Построить профиль
   

Расчет:

1. 
   Построитьсовмещенныйграфикдавлений.
   

^{Пластовое давление: Р}пл^{= К}а^⋅ρв^⋅g⋅Hк

для интервала 0-854 м: Р_пл = 1,0⋅1000⋅9,81⋅0 = 0 МПа;

для интервала 854-1030 м: Р_пл = 1,0⋅1000⋅9,81⋅854 = 8,37 МПа; для интервала 1030-1480 м: Р_пл = 1,0⋅1000⋅9,81⋅1030 = 10,1 МПа; для интервала 1480-2045 м: Р_пл = 1,0⋅1000⋅9,81⋅1480 = 14,52 МПа; для интервала 2045-2060 м: Р_пл = 1,0⋅1000⋅9,81⋅2045 = 20,06 МПа.

^{Давление поглощения: Р}погл^{= 0,0083H}п^+0,66Рпл

для интервала 0-854 м: Р_погл= 0,0083⋅854+0,66⋅0 = 7,08 МПа;

для интервала 854-1030 м: Р_погл= 0,0083⋅1030+0,66⋅8,37 = 12,62 МПа; для интервала 1030-1480 м: Р_погл= 0,0083⋅1480+0,66⋅10,1 = 15,22 МПа; для интервала 1480-2045 м: Р_погл= 0,0083⋅2045+0,66⋅14,52 = 21,87 МПа; для интервала 2045-2060 м: Р_погл= 0,0083⋅2060+0,66⋅20,06 = 30,21 МПа.

^{Коэффициент поглощения: К}п^=Рпогл^/(ρв^⋅g⋅Hп⁾

для интервала 0-854 м: К_п = 12,62⋅10⁶/(1000⋅9,81⋅854) = 1,506;

для интервала 854-1030 м: К_п = 15,22⋅10⁶/(1000⋅9,81⋅1030) = 1,506; для интервала 1030-1480 м: К_п = 21,87⋅10⁶/(1000⋅9,81⋅1480) = 1,506; для интервала 1480-2045 м: К_п = 30,21⋅10⁶/(1000⋅9,81⋅2045) = 1,506; для интервала 2045-2060 м: К_п = 30,43⋅10⁶/(1000⋅9,81⋅2060) = 1,506.

^{Давление гидроразрыва: Р}гр^{= η}грп^{⋅ H}п

для интервала 0-854 м: Р_гр = 0,019⋅854 = 16,22 МПа;

для интервала 854-1030 м: Р_гр = 0,0194⋅1030 = 19,99 МПа; для интервала 1030-1480 м: Р_гр = 0,021⋅1480 = 31,08 МПа; для интервала 1480-2045 м: Р_гр = 0,017⋅2045 = 34,77 МПа; для интервала 2045-2060 м: Р_гр = 0,0183⋅2060 = 37,7 МПа.

^{Коэффициент гидроразрыва: К}гр^=Ргр^/(ρв^⋅g⋅Hп⁾

для интервала 0-854 м: К_п = 16,22⋅10⁶/(1000⋅9,81⋅854) = 1,94;

для интервала 854-1030 м: К_п = 19,99⋅10⁶/(1000⋅9,81⋅1030) = 1,98; для интервала 1030-1480 м: К_п = 31,08⋅10⁶/(1000⋅9,81⋅1480) = 2,14; для интервала 1480-2045 м: К_п = 34,77⋅10⁶/(1000⋅9,81⋅2045) = 1,73; для интервала 2045-2060 м: К_п = 37,7⋅10⁶/(1000⋅9,81⋅2060) = 1,87.

Выбор плотности бурового раствора:

Расчет относительной плотности промывочной жидкости по коэффициенту ^{аномальности: ρ}о ^{= a⋅K}a

где, а – коэффициент запаса, характеризующий превышения давления бурового раствора в зависимости от глубины.

1,1-1,15 для глубины до 1200 м;

1,05-1,1 для глубины до 2500 м;

1,04-1,07 для глубины свыше 2500 м.
для интервала 0-854 м: ρ_о = 1,1⋅1,0 = 1,1 г/см³; для интервала 854-1030 м: ρ_о = 1,1⋅1,0 = 1,1 г/см³;

для интервала 1030-1480 м: ρ_о = 1,05⋅1,0 = 1,05 г/см³; для интервала 1480-2045 м: ρ_о = 1,05⋅1,0 = 1,05 г/см³; для интервала 2045-2060 м: ρ_о = 1,05⋅1,0 = 1,05 г/см³.
Примечание: при выводе плотности бурового раствора следует учитывать 0,02 г/см³ запаса между допустимыми значениями.

для интервала 0-854 м: ρ_к = 1,1+ 0,02 = 1,12 г/см³;

для интервала 854-1030 м: ρ_к = 1,1+ 0,02 = 1,12 г/см³;

для интервала 1030-1480 м: ρ_к = 1,05 + 0,02 = 1,07 г/см³;

для интервала 1480-2045 м: ρ_к = 1,05 + 0,02 = 1,07 г/см³;

для интервала 2045-2060 м: ρ_к = 1,05 + 0,02 = 1,07 г/см³.


Глубина, м


Рисунок 1. Совмещенный график давлений.

Проверка плотности бурового раствора:

Интервал бурения, м	Рекомендуемое превышения статического давления бурового раствора над пластовым давлением	Максимальное допустимое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением
До 1200	10-15%	1,5 МПа
1200-2500	5-10%	2,5 МПа
Свыше 2500	4-7%	3,5 МПа

Величину превышения статического давления бурового раствора над пластовым давлением будем считать по следующей формуле:
^{ΔР = ρ⋅g⋅z-ρ}в^⋅Ка^{⋅g⋅z = g⋅z⋅(ρ-ρ}в^⋅Ка⁾
где, К_а - коэффициент аномальности;

z - глубина подошвы пласта (интервала), м; ρ - плотность бурового раствора, кг/м³;

ρ_в - плотность воды, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с².

Рассчитаем значение ΔР, и сравним ΔР с допустимыми значениями.

1-интервал (0-1030 м)

ΔР = 9,81⋅1030⋅(1100-1000⋅1,0) = 1,01 МПа < 1,5 МПа. Следовательно условие удовлетворяется.

2-интервал (1030-2060 м)

ΔР = 9,81⋅2060⋅(1050-1000⋅1,0) = 1,01 МПа < 2,5 МПа. Следовательно условие удовлетворяется.

2. 
   Выбратьконструкциюскважины.
   

Диаметр эксплуатационной колонны D_э = 146 мм с максимально допустимой толщиной стенки δ_э = 10,7 мм.

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80:

d_м = 166 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

D_д.р = d_м + 2δ = 166 + 20 = 186 мм,

где зазор 2δ = 20 мм.

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80:

D_д.э = 190,5 мм > 186 мм.

Внутренний расчетный диаметр кондуктора:

d_р.к = D_д.э + 2∆ = 190,5 + 10 = 200,5 мм.

Нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80:

D_к = 219,1 мм с максимально допустимой толщиной стенки δ_к = 8,9 мм; наружный диаметр муфты d_м = 244,5 мм

Внутренний нормализованный диаметр кондуктора:

d_к = 219,1 - 2⋅8,9 = 201,3 мм.

d_к = 201,3 мм > 200,5 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:

D_д.р = d_м + 2δ = 244,5 + 25 = 269,5 мм,

где зазор 2δ = 25 мм.

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80:

D_д.к = 269,9 мм > 269,5 мм.

Внутренний расчетный диаметр направления:

d_р.н = 269,9 + 15 = 284,9 мм.

Нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80:

D_н = 323,9 мм с максимально допустимой толщиной стенки δ_к = 14 мм, наружный диаметр муфты d_м = 351,0 мм.

Внутренний нормализованный диаметр направления:

d_н = 323,9 - 2⋅14 = 295,9 мм.

d_н = 295,9 мм > 284,9 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под направление:

D_д.р = 351,0 + 40,0 = 391,0 мм,

где зазор 2δ = 40 мм.

Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под направление по ГОСТ 20692-80:

D_д.н = 393,7 мм > 391,0 мм.

Таблица 1. Минимальная допустимая разность диаметров ствола cкважины и муфты обсадной колонны

Номинальный диаметр обсадной колонны, мм	Разность диаметров 2δ, мм	Номинальный диаметр обсадной колонны, мм	Разность диаметров 2δ, мм
114,3; 127,0 139,7; 146,1 168,3; 244,5	15,0 20,0 25,0	273,1; 298,5 323,9; 426,0	35,0 35,0-45,0

Глубины спуска обсадных колонн:

H_н = 0-7 м; H_к = 0-350 м;

H_э = 0-2060 м.

Глубина, м
Конструкция скважины:

Наименование колонн	Интервал спуска секции, м	Диаметр колонны, мм	Диаметр долота для бурения под колонну, мм
Шахтовое направление	0-7	323,9	393,7
Кондуктор	0-350	219,1	269,9
Эксплуатационная колонна	0-2060	146	190,5

Рисунок 2. Конструкция скважины.

3. Построитьпрофиль. Вертикальный участок:

h_o = l_o = 350 м; a_o = 0;

H_o = L_o = 350 м; A_o = 0.

Вертикальный интервал	Зен. Угол	H, м	А, м	L, м
Начало интервала	0	0	0	0
Конец интервала	0	350	0	350

Интервал набора угла:

i = 0,5^o/10 м;

R = 573/i = 573/0,5 = 1146 м;

h₁ = R (sinα₂ – sinα₁) = 1146(sin14,4 ^o – sin0 ^o) = 284 м; a₁ = R (cosα₁ – cosα₂) = 1146(cos0^o – cos14,4 ^o) = 35,8 м; l₁ = πR(α₂ –α₁)/180 = 3,14⋅1146(14,4-0)/180 = 287,9 м;

H₁ = H_o + R (sinα₂ – sinα₁) = 350 + 1146(sin14,4 ^o – sin0 ^o) = 634 м; A₁ = A_o + R (cosα₁ – cosα₂) = 0 + 1146(cos0^o – cos14,4 ^o) = 35,8 м; L₁ = L_o + πR(α₂ –α₁)/180 = 350 + 3,14⋅1146(14,4-0)/180 = 637 м.

Интервал набора угла	Зен. Угол	H, м	А, м	L, м
Начало интервала	0,0	350,0	0,0	350,0
Конец интервала	14,4	634,0	35,8	637,0

Интервал стабилизации:

h₂ = H₂ - H₁ = 2060 – 634 = 1426 м;

a₂ = tgα₂(h₂ - h₁) = tg14,4 ^o(2060 – 634) = 364,8 м;

l₂ = (h₂ - h₁)/cosα₂ = (2060 – 634)/cos14,4 ^o = 1463,5 м; H₂ = 2060 м;

A₂ = A₁ + tgα₂(H₂ - H₁) = 35,8 + tg14,4 ^o(2060 – 634) = 400,6 м;

L₂ = L₁ + (H₂ - H₁)/cosα₂ = 637 + (2060 – 634)/cos14,4 ^o = 2108,9 м.

Интервал стабилизации	Зен. Угол	H, м	А, м	L, м
Начало интервала	14,4	634,0	35,8	637,0
Конец интервала	14,4	2060	400,6	2108,9

Глубина, м


Рисунок 3. Профиль скважины.