Материал: Курсовой проект по дисциплине Заканчивание и крепление нефтегазовых скважин

При проектировании скважины учитываются:

-горно-геологические залегания горных пород и их физико-механические свойства

-наличие горизонтов, имеющих флюид

-свойства флюидов, их состав, температура, давление

-давление гидроразрыва пород, которое пройдет скважина

В конструкцию скважины будут включены следующие типы обсадных колонн: кондуктор, эксплуатационная колонны. Кондуктор и эксплуатационная колонна, являются обязательными при любой конструкции скважины.

Кондуктор спускается для закрепления верхней части разреза, сложенного неустойчивыми породами, изоляции горизонтов, содержащих пресные воды. Предписано, во всех скважинах, независимо от назначения (кроме сеноманских), на кустовых площадках перекрывать кондуктором люлинворские глины, поэтому при проектировании предусматривается спуск кондуктора на 20 м ниже подошвы люлинворской свиты. Это требование связано с необходимостью повышения эксплуатационной надежности скважин.

Эксплуатационная колонна. Спускается для укрепления всего ствола скважины, разобщения всех горизонтов, не перекрытых предыдущей колонной, создание герметичного канала для обеспечения нормальной эксплуатации скважины (извлечение или нагнетания жидкости). Диаметр колонны определяется требованиями эксплуатации (дебит скважины, габаритные размеры внутрискважинного оборудования, возможность проведения ремонтных работ). Кроме особо оговариваемых случаев колонна спускается на 50 м ниже подошвы эксплутационного объекта.

3.1. Расчет эквивалентов градиента давления.

Для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород (ГРП) и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах «глубина-эквивалент градиента давления».

1.Интервал Q ^–Р₂Ь-p

м

= 0,100 *435 м=43,5 МПа

a =

,2

2. Интервал Р₂i-I - К₂t
м

= 0,100 *950 м=9,5 МПа

a =



,07

3. Интервал К₂s-К₁а
м

= 0,100 *1870 м=18,7 МПа

a =



,8

4.Интервал К₁g-br - К₁Ь-v

= 0,101 *2688,5 м=26,8 МПа

a =



,7

5.Интервал J₃v
м
= 0,102 * м=27,6 МПа

a = ,02



,73

6.Интервал J₃km
м
= 0,103 * м=27,9 МПа

a =

,73

7.Интервал J₂k-J₃o
м
= 0,103 * м=28,9 МПа

a =



,75

Итоговая таблица значений , и их эквивалентов

Глубина (по верт.)	, МПа	, МПа	a
0-435	4,35	9,57	1	2,2
435-950	9,5	19,67	1	2,07
950-1870	18,7	33,7	1	1,8
1870-2688,5	26,8	45,7	1,01	1,7
2688,5-2703,5	27,0	46,8	1,02	1,73
2703,5-2706,5	27,9	46,8	1,03	1,73
2706,5-2829,5	28,9	49,5	1,03	1,75

По данным расчетов построен совмещенный график давлений

( График см. в Приложениях )

Относительные плотности буровых растворов.

В пределах одной зоны относительная плотность бурового раствора ( ), с одной стороны, должна обеспечивать необходимую репрессию на флюидосодержащие пласты для предотвращения проявлений и выбросов, а с другой стороны, в скважине не должно возникать условий для гидроразрыва пород и поглощений бурового раствора, т.е.

Коэффициент превышения гидростатического давления столба бурового раствора в скважине над пластовым (kр) принимается в соответствии с «Правилами безопасности…»: для пластов, залегающих на глубине до 1200 м, kр = 1,10.

На глубине более 1200 м – kр = 1,05.

Коэффициент безопасности для предотвращения гидроразрыва пластов (kб) принимается равным 1,2–1,5 в зависимости от степени изученности района работ.







3.2 Выбор конструкции скважины.

Кондуктор предназначен для крепления неустойчивых стенок верхней части разреза скважины, предотвращения поглощений бурового раствора, перекрытия пресных водоносных горизонтов от загрязнения



- относительная плотность жидкости в скважине при проявлении или выбросе;

Дополнительное давление на устье, возникающее при очистке скважины от поступивших пластовых жидкостей (Ру), в проектных расчетах принимают равным 1,0 - 1,5 МПа.

∆



,0

Коэффициент безопасности для предотвращения гидроразрыва пластов (kб) принимается равным 1,05–1,5 в зависимости от степени изученности района работ.



- *g* 10^-6 = 28,9-850*9,8*2830*10^-6= 5,336 МПа

- плотность нефти

- давление в продуктивном пласте

- глубина залегания продуктивного пласта по вертикали

Так как расчетное значение минимальной глубины спуска кондуктора не превышает проектное, а также, согласно условию перекрытия люлинворской свиты не менее чем на 20 м, принимаем глубину спуска кондуктора 750 метров (по вертикали).

3.3 Расчет диаметров обсадных колонн и долот для бурения под них.
Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, которой принимается в зависимости от ожидаемого притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважин.

Диаметр скважины под эксплуатационную колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины.

В дальнейшем диаметры выбираются из условий проходимости долот внутри предыдущей колонны и проходимости последующей колонны с рекомендуемыми зазорами.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну определяем по формуле:



где - диаметр долота, мм;

– диаметр муфты, мм;

– требуемый зазор между муфтой и стеной скважины.

В данном случае диаметр эксплуатационной колонны составляет 168,3 мм, тогда наружный диаметр соединительной муфты (Dм^эк) для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 составит 188 мм

=188+2*10=208 мм.

Выбираем по ГОСТ 20692 – 75 диаметр долота Dд^эк = 215,9 мм.

Внутренний диаметр кондуктора: , (2.20)

где - внутренний диаметр предыдущей колонны, мм;

∆ - радиальный зазор, необходимый для свободного прохода внутри данной

колонны долота для бурения под следующую колонну (∆=5 мм).



Принимаем диаметр кондуктора равным 244,5 мм с внутренним диаметром 226,7 мм.