Проектирование строительства эксплуатационной скважины на нефть на Приобском месторождении

дипломная работа

2.2.3 Проектирование и обоснование конструкции скважины

Конструкция скважины должна обеспечивать [26]:

максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимальных конструкций забоя и диаметра эксплуатационной колонны;

применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

условия охраны недр и окружающей среды за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Выбор конструкции скважины осуществляется в определении следующих параметров:

количество обсадных колонн;

глубины их спуска;

диаметра обсадных колонн;

вида обсадных колонн;

высота подъёма цемента.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины их спуска при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых давлений и давлений гидроразрыва пластов, прочности и устойчивости пород.

С целью определения количества обсадных колонн (за исключением кондуктора) используется совмещённый график давлений для Приобского месторождения.

Совмещенный график давлений иллюстрирует изменение по глубине скважины давлений гидроразрыва пород, пластовых давлений и давлений столба бурового раствора. График строится на основании горно-геологических условий.

Совмещенный график давлений позволяет выделить в разрезе интервалы, несовместимые по условиям бурения. С учетом наличия геологических осложнений по графику совмещенных давлений решается вопрос о необходимости промежуточных (технических) колонн, их числа и глубины спуска.

Опираясь на данные таблицы 1.2.4., строим совмещённый график давлений (рис. 2.3).

Рис. 2.3 - Совмещённый график давлений

В конструкцию скважины могут быть включены следующие типы обсадных колонн: направление, кондуктор, техническая и эксплуатационная колонны. Кондуктор и эксплуатационная колонна, являются обязательными при любой конструкции скважины. Промежуточная колонна проектируется при наличии интервалов, несовместимых по условиям бурения, а также при существовании зон осложнений, когда другие способы их ликвидации не дают положительных результатов.

Проанализировав график можно сделать вывод о том, что интервалы с несовместимыми условиями бурения в разрезе отсутствуют. Условие Рпл < Ргр выполняется по всему разрезу скважины, поэтому нет необходимости в спуске промежуточных (технических) колонн. Кроме того, при выборе плотности бурового раствора необходимо будет расположение кривой эквивалентов между кривыми давлений гидроразрыва и пластового давления, для создания оптимальных условий сооружения скважины.

В данном случае, исходя из совмещённого графика давлений, поставленных задач и геологических характеристик, конструкция скважины будет включать: направление, кондуктор и эксплуатационную колонну. Циркуляция бурового раствора при бурении интервала под направление организуется следующим образом: роется забурная яма, в неё спускается вертикальный шламовый насос, который откачивает загрязнённый буровой раствор со шламом и через манифольд передаёт его в систему очистки, после этого очищенный буровой раствор закачивается через манифольды буровыми насосами в скважину.

Направление спускается на глубину 40 м с целью перекрытия зон поглощений и неустойчивых пород четвертичных отложений, предупреждения размыва устья, и связанных с ним осложнений в виде осыпей и обвалов.

Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение следующих условий [26]:

перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;

разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора;

установку на устье противовыбросового оборудования;

при наличии несовместимых интервалов бурения - возможность их разделения.

Минимальную глубину спуска кондуктора определяем из условия недопущения гидроразрыва горных пород под его башмаком при ГНВП [2], по формуле

Hк ? (Рпл - 0,01* L*сф)/ (ДРгр - 0,01*сф)*0,95 (2.19)

где сф = 730 кг/м3;

PПЛ=27,72 МПа;

L=2800 м;

ДPГР=0,17 кгс/см2=0,017 МПа/м.

Проектируем спуск кондуктора на глубину 800 м. Эксплуатационная колонна, как правило, опускается до забоя скважины, перекрывая все продуктивные горизонты.

В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы цементирования [22]:

направление, кондуктор, потайные колонны цементируются на всю длину;

промежуточные и эксплуатационные колонны цементируются с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на высоту не менее 150 м для нефтяных скважин и не менее 500 м для газовых скважин.

В соответствии с требованием вышеперечисленных правил кондуктор цементируем на всю длину, а эксплуатационную колонну цементируем с учетом перекрытия башмака кондуктора на 150 м. Интервалы цементирования приведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2 - Интервалы цементирования обсадных колонн

Наименование колонны

Интервалы установки

Интервалы цементирования

По вертикали

По стволу

По вертикали

По стволу

От

до

от

до

от

до

от

до

Направление

0

40

0

40

0

40

0

40

Кондуктор

0

800

0

877

0

800

0

800

Эксплуатационная колонна

0

2800

0

3025

650

2800

727

3025

Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны.

Диаметр эксплуатационной колонны принимаем, исходя из ожидаемого дебита Q=110 т/сут, равным 146,1 мм. Наружный диаметр соединительной муфты при выбранном диаметре эксплуатационной колонны равен dМ = 166,0 мм [15].

Рассчитывается диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну по формуле

Dд = dм+ 2?, (2.20)

где dм - диаметр соединительной муфты, мм.

Dд - расчётный диаметр долота, мм

2д-разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны, мм [12].

В данном случае 2д=20 мм.

Тогда

Dд = 166,0 + 20 =186 мм

Ближайший нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20692-80 составляет 190,5 мм.

Внутренний диаметр кондуктора рассчитывается по формуле

Dк = Dд +(10-14)мм, (2.21)

где 10-14-минимально необходимый зазор для свободного прохода долота для бурения под эксплуатационную колонну внутри кондуктора, мм

Dк=190,5+12=202,5 мм

Из стандартного ряда выбирается кондуктор с диаметром 219,1 мм и диаметром муфты 244,5 мм и толщиной стенки 8,9 мм.

Диаметр долота под кондуктор:

Из стандартного ряда выбирается диаметр долота [2]:

Внутренний диаметр направления рассчитывается по формуле

Dk=Dд+(10-14)= 269,9+14=283,9 мм (2.22)

Из стандартного ряда выбирается направление с диаметром 298,5 мм и диаметром муфты 323,9 мм и толщиной стенки 11,0 мм.

Диаметр долота под направление:

Из стандартного ряда выбирается диаметр долота:

Данные расчетов сведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3 - Конструкция скважины

Номер колонны в порядке спуска

Название колонны

Интервал спуска, м

Номинальный диаметр ствола скважины (долота), мм

Номинальный наружный диаметр обсадных труб, мм

Максимальный наружный диаметр соединения, мм

1

2

3

Направление

Кондуктор

Эксплуатационная

0 - 40

0 - 800

0 - 2800

393,7

269,9

190,5

298,5

219,1

146,1

323,9

244,5

166

Делись добром ;)