Давление и температура по разрезу скважины.

Таблица 7

Возможные осложнения по разрезу скважины:

Таблица 8: Поглощение бурового раствора.

Таблица 9: Осыпи и обвалы стенок скважины.

Таблица 10: Нефтегазоводопроявления.

Таблица 11: Прихватоопасные зоны.

Таблица 12: Прочие возможные осложнения.

Типы и параметры буровых растворов.

Таблица 13.

Проектирование конструкции скважины.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые строятся сопоставлением градиентов пластовых (поровых) давлений (grad Р_пл), давлений гидроразрыва (поглощения) пластов (grad Р_гр), прочности и устойчивости пород (grad Р_уст).

grad Рпл_z = МПа/м,

grad Ргр_z = МПа/м,

grad Руст_z = МПа/м,

где Р _уст = Р_пл × К_р – давление относительной устойчивости породы;

К_р – коэффициент резерва.

Вычисление grad Рпл_z:

В интервале 0-1180 метров grad Рпл_z = 0,100 кгс/см2 = 0,009807 МПа.

В интервале 1180-1220 метров grad Рпл_z =0,093 кгс/см2 = 0,00912051 МПа.

В интервале 1220-1300 метров grad Рпл_z =0,102 кгс/см2 = 0,01000314 МПа.

Вычисление grad Ргр_z:

В интервале 0-530 метров grad Ргр_z = 0,146 кгс/см2 =0,01431822 МПа.:

В интервале 530-1180 метров grad Ргр_z = 0,149 кгс/см2 =0,01461243 МПа.

В интервале 1180-1220 метров grad Ргр_z = 0,144 кгс/см2 =0,01412208 МПа.

В интервале 1220-1300 метров grad Ргр_z = 0,151 кгс/см2 =0,01480857 МПа.

Вычисление grad Руст_z:

В интервале 0-1180 метров grad Руст_z = 0,009807∙1,1= 0,0107877 МПа.

В интервале 1180-1200 метров grad Руст_z = 0,00912051∙1,1= 0,01033 МПа.

В интервале 1200-1220 метров grad Руст_z = 0,00912051∙1,05= 0,00957 МПа.

В интервале 1220-1300 метров grad Руст_z = 0,01000314∙1,05=0,010503 МПа.

Совмещенный график изменения градиентов давлений:

Градиенты давлений, МПа/м∙10^-2

Рис. 2. Глубина, м.

Диаметры обсадных колонн и диаметры долот для бурения под них определяют с учетом литологии, профиля скважины и других факторов.

Диаметр эксплуатационной колонны выбирается в зависимости от назначения скважины. Диаметр эксплуатационной колонны принимается в зависимости от ожидаемых дебитов на разных стадиях разработки месторождения, способов эксплуатации скважины, габаритных размеров оборудования для эксплуатации и глубины скважины. Диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточным для выполнения в скважине подземного и капитального ремонта.

Расчёт эксплуатационной колонны.

Ожидаемый дебит по нефти составляет 10 м³/сут., что соответствует диаметру эксплуатационной колонны 114 мм. Однако в связи с размерами применяемого оборудования и возможностью выполнения в скважине подземного и капитального ремонта в групповом проекте компанией-заказчиком задан диаметр эксплуатационной колонны Æ146 мм.

Определяется наибольший наружный диаметр эксплуатационной колонны (по муфте), диаметр долота для бурения под данную колонну по ГОСТ 632 - 80:

Таблица 14

Условный диаметр обсадной колонны	Наружный диаметр труб, мм	Диаметр, мм
муфт	долота
	146,1	166,0	190,5; 215,9.

dн=146,1мм.

dм=166,0мм.

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин для колонны диаметром 146 мм. должен быть не менее 20-30 мм., тогда диаметр долота dд должен быть не менее:

Мм

По ГОСТ 20692-2003, а также исходя из опыта бурения в данном районе, принимается: dд=215,9мм, тогда радиальный зазор между стенкой скважины и экспл. колонной (по муфте) составит 24,95мм.

Толщина стенки труб условно принимается 7,0мм. Далее требуемая толщина стенки будет рассчитана, исходя из условий прочности.

Расчёт кондуктора.

Диаметр кондуктора, а также диаметр долота (d_д) находится из следующих соотношений:

- диаметр ствола скважины под обсадную колонну с наружным диаметром по муфте (d_м)

d_д = d_м + 2D_н, мм

- наружный диаметр предыдущей обсадной колонны [(d_н)_пред]

(d_н)_пред = d_д + 2(D_в +d), мм

где D_н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой

ствола скважины;

D_в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той

колонны, через которую оно должно проходить при бурении

скважины, от 5 до 10 мм;

d - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.

Вычисление наружного диаметра кондуктора:

dн.конд= d_{д.экспл} + 2(D_в +d)=215,9+2∙(5+8,9)=243,7 мм., то есть наружный диаметр труб кондуктора должен быть не менее 243,7 мм.

Принимается условный диаметр труб кондуктора 245мм. по ГОСТ 632 – 80. Выбираем трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ.

Размеры, мм. по ГОСТ 632 – 80.

Таблица 15

Условный диаметр	Труба	Муфта
Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Масса 1 м., кг.	Наружный диаметр	Длина	Масса, кг.
Dн	Dс	Dн	Dс
	244,5	8,9	226,7	51,9	269,9	257,2		19,9	10,7

Вычисление диаметра долота для бурения под кондуктор:

d_д = d_м + D_н = 269,9+25=294,9 мм.

D_н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины, для труб условным диаметром 245 мм должна быть не менее 25 мм.

Принимается dд= 295,3 мм. по ГОСТ 20692-2003.

Глубина спуска кондуктора определяется необходимостью перекрытия верхних неустойчивых пород а также необходимостью изоляции пресноводных горизонтов от загрязнений. Исходя из практики бурения скважин в данном районе, а также по геологическому строению данного района устанавливается глубина спуска кондуктора по вертикали 600 метров.

На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование.

Глубина спуска колонны уточняется из условия недопущения прорыва пластового флюида под башмаком колонны при закрытом устье во время ликвидации проявления.

Нефтеносность:

1. 1214-1218 пластовое давление Рпл=11,08 МПа.

ρн=0,886 г/см³.

, м

где

Рв_z= , МПа

Рв_z=11,08∙(2- 0,0055)/(2+ 0,0055)=11,02 МПа

S_i=10^-4× ×(L- z).

S_i =10^-4 ×ρ× (L-z)=10^-4 ×0,886∙(1280-1218)=0,0055

Н=1,05∙11,02/ 0,144=80,35 м. < 600 метров.

2. 1230-1260 пластовое давление Рпл=12,25 МПа.

ρн=0,877 г/см³.

S_i =10^-4 ×ρ× (L-z)=10^-4 ×0,877∙(1280-1260)=0,0018

Рв_z=12,25∙(2- 0,0018)/(2+ 0,0018)=12,23 МПа

Н=1,05∙12,25/ 0,151=85,18 м. < 600 метров.

Расчёт направления.

Вычисление наружного диаметра направления:

dн.напр= d_д.конд + 2(D_в +d)=295,3+2∙(5+9,5)=324,3 мм., по ГОСТ 632 – 80 принимаются трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ с условным диаметром 324 мм. Группа прочности Д.

Размеры, мм. по ГОСТ 632 – 80.

Таблица 16

Условный диаметр	Труба	Муфта
Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Масса 1 м., кг.	Наружный диаметр	Длина	Масса, кг.
Dн	Dс	Dн	Dс
	323,9	9,5	304,9	73,6	351,0	-		26,1	-

Вычисление диаметра долота для бурения под направление:

D_н = 39-45 мм. для труб диаметром 324 – 426 мм.

d_д = d_м + 2D_н = 351,0+39=390 мм.

Принимается dд= 393,7 мм. по ГОСТ 20692-2003.

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин

Таблица 17

Номинальный диаметр обсадных труб dн, мм
Разность диаметров* Dн, мм
				39-45

Глубина спуска направления определяется необходимостью перекрытия верхних неустойчивых пород а также для обеспечения циркуляции жидкости. Исходя из практики бурения скважин в данном районе, а также по геологическому строению устанавливается глубина спуска направления 30 метров.

Конструкция скважины:

Таблица 18

Колонна (наименование)	Диаметр, мм	Глубина спуска колонны, м	Интервалы цементирования (по вертикали), м
колонны	долота
направление		393,7		0-30
кондуктор		295,3	600 (615,24)	0-600
Эксплуатационная колонна		215,9	1280 (1327,72)	0-1280

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

Рис. 3.

Дата добавления: 2015-09-05