Расчёт глубин спуска и диаметров обсадных колонн

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 9Следующая ⇒

В соответствии с разделом 2.2.3. в конструкцию скважины будут включены следующие типы обсадных колонн: направление; кондуктор; эксплуатационная колонны

Проектируется спуск направления на глубину 30 метров, так как верхние слои представлены неплотными породами (во избежание их последующего размыва и обрушения вокруг устья).

Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение нескольких условий:

1. Перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;

2. Разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора;

3. Возможность герметизации устья скважины при ликвидации газонефтеводопроявлении (ГНВП) с исключением гидроразрыва пластов ниже башмака кондуктора;

4. При наличии несовместимых интервалов возможность их разделения.

Из условия недопущения гидроразрыва пород при ликвидации ГНВП, глубину спуска кондуктора Н_к определяется по формуле:

H_к ≥ ( Р_пл – 0, 01× Н× ρ _ф)/( Δ Р_гр – 0, 01× ρ _ф) (2.2)

где: Р_пл - пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа;

Н - глубина кровли продуктивного пласта, м;

ρ _ф - плотность пластового флюида, г/см³; (см. табл. 1.2.6);

Δ Р_гр - градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки последующей колонны, МПа/м (табл. 1.2.4.).

H_к ≥ (24, 595 – 0, 01× 0, 775× 2460)/(0, 017 – 0, 01× 0, 775) = 5, 53/0, 00925 = 597, 9 м

H_к ≥ 597, 9 м.

Так как в интервале 0-690 м ожидаются: интенсивные осыпи и обвалы стенок скважины, поглощения бурового раствора, прихваты, проектируется спуск кондуктора на глубину 750 м.

Глубина спуска эксплуатационной колонны по вертикали принимается 2700 метров с учётом перебуривания продуктивного пласта К₁(АС₁₂) на 50 метров.

Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который принимается в зависимости от ожидаемого притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважин. Расчётный диаметр долота определяется по формуле:

D_Д.Р=d_М+ 2δ, (2.3)

где d_М – наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80;

2δ – разность диаметров (между муфтой и стенкой скважины, табл. 2.3) [1].

Внутренни диаметр кондуктора рассчитывается по формуле:

d_ВН.К = D_Д.Н+ 2Δ, (2.4)

где Δ – радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается Δ = 5 – 10 мм [1].

1. Бурение под эксплуатационную колонну. Диаметр эксплуатационной колонны принимается (исходя из ожидаемого дебита Q = 1000 – 1500 м³/сут) равный 177, 8 мм, (табл. 2.2) [1].

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4) [1] равен d_М = 194, 5мм.

Расчётный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

D_Д.Р=d_М+ 2δ = 194, 5 + 25 = 219, 5 мм,

где 2δ = 25 мм (см. табл.2.3) [1].

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

D_Д.Н= 244, 5 мм > 219, 5 мм.

2. Бурение под кондуктор.

Внутренний расчётный диаметр кондуктора:

d_ВН.К = D_Д.Н+ 2Δ = 244, 5 + 14 = 258, 5 мм.

Нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4)[1]. d_К =273, 1 мм с максимально допустимой толщиной стенки Δ = (273, 1 – 258, 5)/2 = 7, 3 мм, наружный диаметр муфты d_М = 298, 5 мм.

Расчётный диаметр долота для бурения под кондуктор:

D_Д.Р=d_М+ 2δ = 298, 5 + 35 = 333, 5 мм,

где 2δ = 35 мм (в соответствии с табл. 2.3) [1].

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

D_Д.Н= 349, 2 мм > 333, 5 мм

3. Бурение под направление.

Внутренний расчётный диаметр направления:

d_{ВН.НАПР.} = 349, 2 + 15 = 364, 2 мм

Нормализованный диаметр обсадных труб для направления по ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4)[1].d_НАПР. = 377 мм с максимально допустимой толщиной стенки Δ = (377 – 349, 2)/2 = 14 мм, наружный диаметр муфты d_М = 402, 0 мм.

Расчётный диаметр долота для бурения под направление:

D_Д.Р=d_М+ 2δ = 402+ 40 = 442 мм

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

D_Д.Н = 444, 5 мм > 442 мм

Результаты расчётов приведены в таблице 2.2.1.

Таблица 2.2.1 - Конструкция скважины

Номер колон- ны в поряд- ке спуска	Название колонны	Интер-вал спуска, м	Номиналь- ный диаметр ствола скважины (долота), мм	Номиналь- ный наруж- ный диаметр обсадных труб, мм	Макси- мальный наружный диаметр соедине- ния, мм
	Направление	0 – 30	444, 5	377, 0	402, 0
	Кондуктор	0 – 750	349, 2	273, 1	298, 5
	Эксплуатационная	0 – 2700	244, 5	177, 8	194, 5

Обоснование высот подъёма тампонажных растворов

Интервалы цементирования обсадных колонн определяются в соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [3]. Исходя из этих требований, проектируются следующие высоты подъёма тампонажных растворов:

1. направление цементируется до устья (0 – 30 м);

2. кондуктор цементируется до устья, разобщая водоносные горизонты этой части разреза, перекрывая зоны обваливающихся горных пород, прихватоопасные зоны, зоны поглощения бурового раствора (0 – 750 м);

3. эксплуатационная колонна цементируется выше башмака кондуктора на высоту не менее 150 м, то есть (600 – 2700м) [3].

Разработка схем обвязки устья скважины

Критериями выбора ПВО являются максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы. Противовыбросовое оборудование устья скважины выбирается исходя из следующего условия:

Р_прв.> (Р_у)_max, (2.5)

где Р_прв. – рабочее давление превенторов, МПа;

(Р_у)_max - максимально ожидаемое давление на устье скважины при газонефтеводопроявлении, МПа.

Величина максимального устьевого давления Р_му (МПа) рассчитывается по формуле:

(Р_у)_max = Р_пл – ρ × g × H, (2.6)

где Р_пл – пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа

Р_пл = Σ (Δ P_i× Δ H_i) (2.7)

ρ – плотность флюида, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

H – глубина залегания кровли продуктивного пласта, м.

Исходя из табличных данных (табл. 1.2.4, 1.2.6) получаем:

(Р_у)_max₁ = 24, 000 – 796× 9, 81× 2400 = 5, 26 МПа;

(Р_у)_max₂ = 24, 595 – 775× 9, 81× 2460 = 5, 89 МПа;

(Р_у)_max₃ = 25, 1445 – 788× 9, 81× 2515 = 5, 71МПа.

Из рассчитанных давлений на устье при ГНВП выбирается наибольшее, равное (Р_у)_max₂ =5, 89 МПа;

Формула справедлива при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом.

Исходя из результатов расчёта, диаметра долота для бурения под эксплуатационную колонну, а также согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности проектируется:

· при вскрытии пласта – ПВО ОП 5 – 280/80× 35 (280 – диаметр условный прохода ОП, мм; 80 – диаметр условный прохода манифольда, мм; 35 – рабочее давление, МПа) состоящее из двух плашечных превенторов (один с глухими, другой с трубными плашками) и одного универсального превентора;

· при освоении скважины - малогабаритная превенторная установка типа ППР 180´ 21 (ППР – превентор плашечный с ручным управлением; 180 – условный проход, мм; 21 – рабочее давление, МПа);

При выборе колонной головки, помимо максимального давления опрессовки, обвязываемых головкой обсадных колонн, необходимо учесть их диаметры. Исходя из этих параметров, выбирается колонная головка – ОКК 1 – 21 – 177, 8× 273, 1 (давление на устье скважины при опрессовке составит 9, 5 МПа, (см. п.2.5.1.), а диаметры обвязываемых обсадных колонн равны 177, 8 мм и 273, 1 мм).

Проектирование процесса углубления скважины

Выбор буровых долот

В основу выбора долот положены физико-механические свойства горныхпород и литологическое строение разреза скважины (см. табл. 1.2.2 и табл.1.2.3).

Рациональным типом долот данного размера является такой тип, который при бурении в конкретных геологических условиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 1 метр проходки. В Западной Сибири большое распространение получили шарошечные долота.

На основании изучения геологического материала, данных о работе долот и параметров режима бурения по пробуренным на данном месторождении скважинам производится ориентировочный подбор типов долот по вооружению для литологически однородных материалов. Для данных геологических условий:

В интервале 0 – 750 метров породы сложены в основном из песков и глин с прослоями супесей с абразивностью II категории и твердостью по штампу 10 кгс/ мм², категория пород по промысловой классификации М. При таких показателях выбирается для бурения под направление (0 – 30 м) лопастное долото типа 3Л (Г) – 444, 5 М, для бурения под кондуктор (30 – 750 м) - III 349, 2 М - ГВ.

В интервале 750 – 1130 метров породы сложены в основном из песков и глин с прослоями супесей с абразивностью II категории и твердостью по штампу 10 кгс/ мм², категория пород по промысловой классификации М. При таких показателях выбирается для бурения под эксплуатационную колонну трёхшарошечное долото типа III 244, 5 FGS+C.

В интервале 1130 – 2400 метров породы сложены в основном из аргиллитов темно-серых, битуминозных с прослоями алевролитов и песчаников серых, светло-серых малозернистых, глин плотных, тёмно-серых с растительными остатками с абразивностью III - VIII категорий и твердостью по штампу 15 кгс/ мм², категория пород по промысловой классификации МС. При таких показателях выбирается для бурения под эксплуатационную колонну трёхшарошечное долото типа III244, 5 FG-15.

Интервал 2400 – 2700 метров представлен песчаниками, глинами с линзами известняков, алевролитов, местами битуминозных с абразивностью III - VIII категорий и твердостью по штампу 15 - 20 кгс/ мм², категория пород по промысловой классификации С. При таких показателях выбирается для бурения под эксплуатационную колонну трёхшарошечное долото типа III 244, 5 FG-15.

Таблица 2.3.1 - Типоразмеры долот по интервалам бурения

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 7 8 9 Следующая ⇒