Проектирование эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении

2.1 Выбор профиля скважины

На данном месторождении на основе анализа фактических данных и других факторов эффективнее бурить вертикальные скважины. Так как на данном месторождение мощность продуктивного пласта очень мала, а также учитывая другие геологические параметры, целесообразным профилем скважины будет вертикальный.

Обоснование и расчет конструкции скважины

Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:

1) обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;

2) задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего безводную длительную добычу;

3) изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;

4) защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.

Исходных данные для определения конструкции скважины приводятся в таблице 4.

Таблица 4. Геологический разрез с предположительными давлениями пласта и гидроразрыва

Конструкция скважины выбирается на основе графика совмещенных давлений.

Коэффициент аномальности пластового давления
(1)
где Р_пл - пластовое давление, h - глубина от устья до рассматриваемого сечения.
Индекс давления поглощения
(2)
где Р_п - давление поглощение,
(3)
(4)
где k_р = 1,1 - коэффициент резерва
Результаты вычислений приведены в табл. 5.
Таблица 5.Результаты вычислений

	h	k_a	k_п	?₀
1	730	0,97	1,26	1,07
2	1600	1,03	1,33	1,13
3	1800	0,99	1,28	1,09

Выбирается относительная плотность промывочной жидкости:

для всего интервала бурения выбираем с₀ = 1,09

На основании полученных данных строим график совмещенных давлений (рис. 3).

Рис. 3. График совмещенных давлений

Для данной скважины выбирается три обсадные колонны: направление глубиной 100 м, кондуктор - 730 м, эксплуатационная глубиной 1800 м. Каждая обсадная колонна цементируется до устья.

Диаметры обсадных колонн и долот

Диаметр эксплуатационной колонны

Расчет:

1. Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны:

Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

где

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота:

2. Определяем внутренний расчетный диаметр кондуктора:

Диаметр кондуктора:

с максимально допустимой толщиной стенки

Наружный диаметр соединительной муфты для кондуктора:

Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:

где зазор

Диаметр долота:

3. Внутренний диаметр направления:

Диаметр направления:

с максимально допустимой толщиной стенки

Диаметр муфты:

Расчетный диаметр долота для бурения под направление:

Диаметр долота:

Расчет обсадных колонн на прочность

Обсадные колонны рассчитываются с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Расчет колонны выполняется исходя из условия, что при любом самом неблагоприятном сочетании действующих нагрузок напряжение в опасном сечении трубы не превысит предела текучести ее материала и не вызовет необратимой деформации, которая в конечном счете может привести к разрушению обсадной колонны. Расчет избыточных давлений и веса колонны. Так при проектировании обсадной колонны учитывают нагрузки двух видов:

· наружное избыточное давление смятия;

· внутреннее избыточное давление в колонне;

С учетом регламентированных коэффициентов запаса прочности и справочных данных о показателях прочности обсадных труб при расчете обсадной колонны по расчетным нагрузкам подбираются трубы, соответствующей группы прочности стали и толщины стенки для комплектования секций обсадной колонны.

Исходные данные:

Расчетная схема, применяемая для расчета обсадных колонн спущенных в нефтяную эксплуатационную скважину, представлена на рисунке 4.

А - конец эксплуатации, Б - начало эксплуатации

Рис. 4. Расчетная схема для эксплуатационной скважины.

1) Коэффициент запаса на избыточное наружное давление:

n_кр = 1.15

2) Коэффициент запаса на избыточное внутреннее давление:

n_в = 1.15

3) Коэффициент запаса на страгивание:

n_стр = 1.15

Определение избыточного наружного давления в характерных точках:

1. z = 0;

P_ни_z = 0,01с_рz (8)

где с_р - плотность промывочной жидкости, z - глубина

3. (9)

где с_цр- плотность цементного раствора, с_в - плотность скважинной жидкости, k - коэффициент разгрузки, характеризующий уменьшение напряжений в обсадной колонне при затвердевании цемента; k = 0,25;

Определение избыточного внутреннего давления в характерных точках:

т.к. то для расчетов выбираем

(10)

где Р_оп - давление опрессовки;

Эпюра давлений:

Рис. 5. Эпюра давления.

III) Проектирование обсадной колонны

Нижнюю часть обсадной колонны проверяем на наружные избыточные давления и выбираем трубы для первой секции:

Р_кр = nР_ни_z = 1,1512 = 13,8 МПа

По таблице выбираем трубы группы прочности Д толщина стенки 6,5 мм

д = 6,5 мм, группа прочности Д, Р_кр = 19,4 МПа

Р_стр6,5Д=0,637МН q_7.3=кН

По формуле (11) определяется допустимая глубина спуска данной обсадной колонны с учетом предельно допустимой нагрузки на страгивание резьбовых соединений:

(11)

Длина труб секции: l₁ = 1800 м,

Вес труб секции: Q₁ = 0,22610^-31800= 0,4068 МН

Растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле труб достигает предела текучести:

Из расчётов следует, что трубы данной группы прочности и сданной толщиной стенки можно использовать для всей скважины.

Полученные данные заносим в табл. 6.

Таблица 6. Сводная таблица длины и веса секций бурильных труб

№ секции снизу вверх	Толщина стенки, мм	Интервал спуска, м	Длина секции, м	Вес 1 м труб, кН	Вес секции, МН
1	6,5	0 - 1800	1800	0,226	0,407

Выбор типов породоразрушающих инструментов

В соответствии с геологическими данными (табл. 4) и данными по категориям твердости и абразивности весь геологический разрез разделяется на пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, а затем подбирается необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота (I пачка 0 - 100 м, II пачка 100 - 730 м, III пачка 730 - 1800 м).

Исходя из этих условий, используя специальную классификационную таблицу (табл.7) парных соответствий категорий твердости и абразивности пород типов шарошечных долот, выбирается долота для каждой пачки. Так, для I пачки рациональным является долото III393,7М-ЦВ, для II пачки - долото III269,9МС-ГАУ, для III пачки - долото III190,5С-ГНУ.

Таблица 7. Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине

Масштаб

Стратиграфический разрез

Литологическое описание пород

Интервалы возможных осложнений

Динамическая прочность

Коэффициент абразивности

Объединенный показатель по буримости

Категория по буримости

Трещиноватость

Устойчивость

Тип ПРИ

100

Уфимский ярус

пески

водопоглощение

2,5

0,4

2,5

трещиноватые

не у.

Кунгурский ярус

гипс, ангидрит

3,14

0,4

III

устойчивые

300

400

Сакм. Ярус

известняки

Верхний карбонатный

доломиты

730

800

Каширский горизонт

известняки, доломиты

10,1

0,4

9,8

не трещиноватые

900

Башкирский

Серпуховский ярус

1100

1200

Окский п/яр

известняки, песчаники, глины

6,1

0,6

8,9

1300

Тульский горизонт

1400

Турнейский ярус

песчаники

5,6

0,8

10,3

трещ.

1500

Верхнефамский п/яр

доломиты, известняки

10,1

0,4

9,8

не трещ.

1600

Нижнефамский п/яр

1700

Верхнефранский п/яр

песчаники, алевролиты

0,7

12,1

трещ.

1800

Старооскольский

Выбор способа бурения скважины

Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. В данном курсовом проекте выбирается роторный способ бурения, так как он соответствует всем заданным условиям бурения. Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении скважин:

D_п.о= D_д.н+ д (12)

где D_д.н - диаметр долота при бурении под направление в мм, д - диаметральный зазор в мм.

Следовательно D_п.о = 393,7 + 50 = 443,7 мм. Выбираю ротор Р-460.

Содержание