Файл: Курсовая работа по дисциплине Основы проектирования строительства скважин.docx
Добавлен: 02.02.2024
Просмотров: 109
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
- продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;
- истощенные горизонты;
- водоносные проницаемые горизонты;
- горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;
- интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформа-циям;
- интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.
По требованию п.410 [1], высота подъёма тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны, в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м. Так как, промежуточная колонна перекрывает пласт, насыщенный газом, то высоту подъёма тампонажного раствора за эксплуатационной колонной примем до устья.
Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.
Исходя из этих требований, принимаем следующие интервалы цементирования для колонн:
- направление цементируется в интервале 20-0 м;
- кондуктор цементируется в интервале 720 - 0 м;
- промежуточная колонна цементируется в интервале 1300 - 0 м;
- эксплуатационная колонна цементируется в интервале 2100 - 0 м.
5 Расчёт диаметров обсадных колонн
Диаметр эксплуатационной колонны выбирают, исходя из ожидаемых суммарных дебитов (приёмистостей), габаритов оборудования, которое будет спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов, проведения геофизических исследований, опробования продуктивных пластов. Соотношение между ожидаемым дебитом скважины и диаметром эксплуатационных колонн приведено в таблице 5.1.
Таблица 5.1 – Соотношение между ожидаемым дебитом скважины и диаметром эксплуатационных колонн.
| Нефтяные скважины | Газовые скважины | ||
| Дебит, м3/сут | Диаметр, мм | Дебит, м3/сут | Диаметр, мм |
| <40 | 114 | <75 | 114 |
| 40-100 | 127, 140 | 75-250 | 114, 146 |
| 100-150 | 140, 146 | 250-500 | 146, 168 |
| 150-300 | 168, 178 | 500-1000 | 168, 219 |
| >300 | 178, 194 | 1000-5000 | 219 - 273 |
Для данной нефтяной скважины дебит принят 300 т/сут.
По таблице 5.1 принимаем диаметр эксплуатационной колоны равным Dэкс=168 мм.
Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот для бурения под каждую колонну dД, мм находят из следующих соотношений:
- диаметр ствола скважины под обсадную колонну с наружным диаметром по муфте (dМ) определяется по формуле 4:
, (4)- наружный диаметр предыдущей обсадной колонны (dН)пред, определяется по формуле 5:
, (5)где: н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины;
в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (5-10) мм;
- наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.
Расчетные значения диаметров долот уточняют по ГОСТ 20692-2003 [9], а обсадных труб по ГОСТ 632-80 [10].
Ниже в таблице 5.2 приведены требуемые значения минимально допустимой разности диаметров муфт обсадных труб и стенкой ствола скважины.
Таблица 5.2 - Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и стенкой ствола скважин
| Номинальный диаметр обсадных труб dн, мм | ||||||||
| 114 127 | 140 146 | 168 178 194 | 219 245 | 273 299 | 324 340 351 | 377 406 426 | 508 762 | |
| Разность диаметров* ∆н, мм | ||||||||
| 15 | 15-20 | 20-25 | 25-30 | 30-35 | 35-45 | 45-50 | 50-55 | |
| * отклонения от указанных величин должны быть обоснованы в проекте | ||||||||
Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну при Δн = 25 мм, dм = 187,7 мм.
Принимаем ближайший нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20692-2003 равным d
Д=215,9 мм.
Внутренний расчётный диаметр промежуточной колонны:
Нормализованный диаметр обсадной трубы по ГОСТ 632-80 dпр=244,5 мм; наружный диаметр муфты dм=269,9 мм.
Расчётный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну:
Принимаем ближайший нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20692-2003 равным dД=295,3 мм.
Определяем диаметр кондуктора при Δв = 5 мм, δ = 9,0 мм.
Нормализованный диаметр обсадной трубы по ГОСТ 632-80 dк=324 мм; наружный диаметр муфты dм=351 мм.
Расчётный диаметр долота для бурения под кондуктор:
Принимаем ближайший нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20692-2003 равным dД=393,7 мм.
Определяем диаметр направления при Δв = 5 мм, δ = 10 мм.
Нормализованный диаметр обсадной трубы по ГОСТ 632-80 dн=426 мм; наружный диаметр муфты dм=451 мм.
Расчётный диаметр долота для бурения под направление:
Принимаем ближайший нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20692-2003 равным dД=490 мм.
Расчётные параметры диаметров колонн и долот, глубины спуска, которые являются обоснованием конструкции скважины, сведены в таблицу 5.3.
Таблица 5.3 - Конструкция скважины
| Наименование | Диаметр, мм | Глубина спуска колонны, м | Интервалы цементирования, м | |
| колонны | долота | |||
| Направление | 426 | 490 | 20 | 20 - 0 |
| Кондуктор | 324 | 393,7 | 720 | 720 - 0 |
| Промежуточная колонна | 245 | 295,3 | 1300 | 1300 - 0 |
| Эксплуатационная колонна | 168 | 215,9 | 2100 | 2100 - 0 |
6 Расчёт конструкции обсадной колонны (эксплуатационной)
Расчёт обсадных колонн проводят в соответствии с «Инструкцией по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин».
Основными нагрузками для расчёта колонн на прочность являются осевые растягивающие нагрузки от собственного веса обсадной колонны, наружное и внутреннее избыточные давления.
Условия прочности колонны приведены в таблице 6.1:
Таблица 6.1 - Условия прочности
| - на смятие | Рниz ≤ Ркр/n1, |
| - на разрыв | Рвиz ≤ Рт/n2, |
| - на растяжение | Q ≤ Рст/n3 |
Для варианта № 2 расчёт избыточных давлений и подбор труб для эксплуатационной колонны произвёл с применением программы Excell (для удобства арифметических расчётов).
Рисунок 6.1 - Эпюры избыточных наружных и внутренних давлений
СПИСОК использованных источников
1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 декабря 2020 года № 534.
2. Курс лекций Яровой А.С.
3. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1981.
4. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. – М. 2000.
5. Справочник инженера по бурению, т. 1 и 2. – М.: Недра, 1973 (под ред. В.И. Мищевича).
6. Иогансен К.В. Спутник буровика .-М.: Недра,1990,-380с.: ил.
7. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. -М.: 1997. –195 с..
8. Трубы нефтяного сортамента. Справочник / Под редакцией А.Е. Сарояна.- М.: Недра, 1987
9. ГОСТ 20692-2003. Долота шарошечные. Типы и основные размеры. Технические требования. - М.: Изд-во стандартов, 2003.- 6 с.
10. ГОСТ 632-80. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1989. – 69 с.