Файл: Курсового проекта Методы глушения пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин 013. 00. 00пз.docx

2. Разработка конструкции скважины и конструкции забоя

2.1 Построение графика совмещённых условий бурения по производственной скважине

Совмещенный график давлений строится для определения интервалов, несовместимых по условиям бурения и количества обсадных колонн для проектирования конструкции скважины. Расчет данных для построения совмещенного графика давления проведем в соответствии с методикой [6].

Для построения графика совмещенных давлений необходимо определить:

• 
  Коэффициент аномальности - К_а;
  
• 
  Коэффициент гидроразрыва – К_г.р.;
  
• 
  Плотность бурового раствора – ρ.
  

Коэффициент аномальности К_а рассчитывается по форумуле:

(1)

где Р_пл – пластовое давление на глубине Н, Па;

ρ_в – плотность воды, ρ_в=1000 кг/м³;

g – ускорение свободного падения, g =9,81 м/с²;

Н – глубина залегания пласта, м.

Давление гидроразрыва Р_г.р рассчитывается по формуле:

Р_г.р= 0,0083*H+0,66 *Р_пл (2)

Коэффициент гидроразрыва К_г.р. рассчитаем по формуле:

(3)

Относительная плотность бурового раствора ρ рассчитывается по формуле:

(4)

где К_з - коэффициент запаса;

К_а - коэффициент аномальности.

Значения коэффициента запаса К₃ приведены в таблице 1.3.

Таблица 2.1.1 - Коэффициент запаса

Интервал, м	<1200	>1200
Кз	1,1	1,05

Таблица 2.1.2 – Значения для постройки графика совмещённых давлений.

Интервал	Pпл	а	Pг.р.
0 - 20	0,2	1,02	0,3	1,52	1,12
20-170	1,6	0,96	2,47	1,48	1,06
170-320	3	0,96	4,64	1,48	1,05
320-560	7,4	1,35	9,53	1,74	1,48
560-650	6,4	1	9,62	1,51	1,10
650-950	9,3	1	14,02	1,5	1,10
950-1070	10,4	0,99	15,75	1,5	1,09
1070-1140	11,1	0,99	16,79	1,5	1,09
1140-1240	12,1	0,99	18,28	1,5	1,01
1240-1540	14,5	0,96	22,35	1,48	1,01
1540-1800	13,2	0,75	23,65	1,34	0,78
1800-1911	13,8	0,74	24,97	1,33	0,77

---

Строится график совмещенных условий бурения для выбора конструкции скважины

---

2.2 Определение диаметров обсадных колонн и глубины их установки

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

Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины.

Запроектированная конструкция скважины должна обеспечить: долговечность скважины как технического сооружения; надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность жидких и газообразных полезных ископаемых; возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения серьезных осложнений.

Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облегчение конструкции скважины.

При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы, которые необходимо изолировать обсадными колоннами. В связи с эти предлагаю следующую конструкцию скважины.

Для предохранения устья скважины от размыва его промывочной жидкостью, на устье устанавливают обсадную трубу называемую направлением. В нашем случае длина направления будет достигать 40 м.

С целью изоляции и предохранения вод хозяйственно – питьевого назначения, перекрытия неустойчивых отложений и установки ПВО на устье, а также для подвески эксплуатационной колонны спускаем кондуктор на глубину 530 м.

Для перекрытия солевого комплекса и преодоления скачка давления спускаем промежуточную колонну на глубину 700 м.

Для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза, опробования и дальнейшего извлечения нефти на поверхность спускаем эксплуатационную колонну на проектную глубину 1900 м.

---

Хвостовик спускается на глубину 1911 м.

Расчет диаметров обсадных колонн и буровых долот осуществляется снизу-вверх. При этом исходными данными является диаметр эксплуатационной колонны, который принимается в зависимости от ожидаемого притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважин или же по желанию заказчика.

1. 
   Фильтр-хвостовик
   

Диаметр хвостовика равен 114,3 мм.

Определяем расчетный диаметр долота по формуле:



где d_м – диаметр муфты, d_м = 133 мм;

2δ- разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны (табл. 2.2.1)

Таблица 2.2.1 – Выбор радиального зазора между стенками скважины и обсадной колонной

Наружный D обсадной колонны, мм	168-245	273-299	324-426
Зазор между стволом скважины и обсадной колонной , мм	25	35	35-40

мм

Ближайший нормализованный диаметр по ГОСТ 20692-2003 D_д.р= 152,4 мм

2) Определим диаметр долота под эксплуатационную колонну:

D_д.эк = D_м.эк + 2δ

где: – наружный диаметр муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80, мм;

2δ – разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны, который зависит от наружного диаметра обсадной колонны, данные которого представлены в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2 – Соотношение диаметров обсадных колонн и разностей диаметров

Номинальный диаметр обсадной колонны, мм	Разность диаметров 2δ, мм	Номинальный диаметр обсадной колонны, мм	Разность диаметров 2δ, мм
114,3	15,0	273,1	35,0
127,0		298,5
139,7	20,0	323,9	35,0-45,0
146,1		426,0
168,3	25,0
244,5

---

При диаметре колонны 177,8 мм диаметр муфты D_м.э=187,3 мм, а 2δ =25 мм

Тогда: D_д.эк = 187,3 + 25 = 212,3 мм

Выбираем диаметр долота (ближайший в сторону увеличения) для бурения под эксплуатационную колонну ГОСТ 20692-2003 D_д.э = 215,9 мм

3) Промежуточная колонна

Рассчитаем внутренний диаметр промежуточной колонны по формуле:

D_вн.п = D_д.эк + 2∆

D_д.э – диаметр долота для бурения ствола под эксплуатационную колонну, мм;

2Δ – минимальный радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, Δ = 5-10 мм;

Следовательно:

D_вн.п = 215,9 + 2*5 = 225,9 мм

Внутренний диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 D_вн.п = 226,7 мм.

Нормализованный диаметр обсадной колонны D_п= 244,5 мм с допустимой толщиной стенки δ = 8,9 мм; наружный диаметр муфты D_м.п = 269,9 мм.

Найдём диаметр долота для бурения под промежуточную колонну:

D_д.п = D_м.п + 2·δ = 269,9 + 25 = 294,9 мм.

D_мп – наружный диаметр муфты промежуточной колонны, мм;

2δ – радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм по таблице 1.4.2

Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну D_д.п = 295,3 мм.

4) Кондуктор

Рассчитаем внутренний диаметр кондуктора:

D_вн.к = D_м.к + 2∆ = 295,3 + 2*5 = 305,3 мм.

D_д.п – диаметр долота для бурения ствола под промежуточную колонну, мм;

2Δ – минимальный радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы (Δ = 5-10 мм);

Внутренний диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 D_вн.к = 306,9 мм.

Нормализованный диаметр обсадной колонны D_к= 323,9 мм с допустимой толщиной стенки δ = 8,5 мм; наружный диаметр муфты D_мк = 351 мм.

Диаметр долота для бурения ствола под кондуктор определяют по формуле:

D_дк = D_мк + 2·δ = 351 + 35 = 386 мм.

D_мк – диаметр муфты кондуктора, мм;

2δ – радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм

Выберем нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор D_дк = 393,7 мм.

5) Направление

Определим внутренний диаметр направления:

D_вн.н = D_д.к + 2·Δ = 393,7 + 2*5 = 403,7 мм.

D_д.к – диаметр долота для бурения ствола под кондуктор, мм;

2Δ – минимальный радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, Δ = 5-10 мм.

По ГОСТ 632-80 принимаем внутренний диаметр обсадной колонны D

---