Конструкция скважины

Цель бурения – эксплуатация нефтегазоконденсатных залежей (продуктивные горизонты 3088-3095 и 3096-3134)

Газовые и газоконденсатные скважины имеют ряд особенностей:

- давление газа на устье близко к забойному, что требует обеспечения наибольшей прочности труб в верхней части колонны;

- небольшая величина вязкости газа обусловливает его высокую проникающую способность, что повышает требования к герметичности резьбовых соединений и затрубного пространства.

- интенсивный нагрев обсадных колонн приводит к возникновению дополнительных температурных напряжений на незацементированных участках колонны. Учет этих явлений требуется при расчете их на прочность.

- возможность газовых выбросов в процессе бурения требует установки соответствующего противовыбросового оборудования;

- длительный срок эксплуатации и связанная с ним возможность коррозии эксплуатационных колонн требует применения антикоррозионного покрытия и пакеров.

Общие требования, предъявляемые к конструкциям газовых и газоконденсатных скважин:

- прочность конструкции в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонной и цементного кольца в затрубном пространстве;

- качественное разобщение всех горизонтов, и в первую очередь, газонефтяных пластов, являющихся объектом самостоятельной разработка с возможностью их раздельной эксплуатации;

- максимальное использование пластовой энергии газа для его транспортировки по внутрипромысловым и магистральным газопроводам.

В конструкции скважины на основании геологических данных принимаются следующие типы обсадных колонн:

1. 
   Кондуктор – для перекрытия верхних интервалов ММП, предотвращения размыва устья скважины, установки противовыбросового оборудования;
   
2. 
   Промежуточная колонна – для неустойчивых горных пород, разобщения зон осложнений и несовместимых по условиям бурения. Определяется условиями безопасного бурения скважины открытым стволом, интервал которого может достигать 2500-3000 м. Она предназначена для перекрытия пластов при трудных геологических условиях бурения (несовместимые по пластовым давлениям пропластки, зоны высокого поглощения, отложения, склонные к набуханию, осыпанию и т.п.).
   
3. 
   Эксплуатационная колонна – для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Колонна предназначена для извлечения пластового флюида на поверхность. Определяется глубиной залегания продуктивного пласта.
   

---

Глубина спуска кондуктора с учетом криолитозоны и интервалов совместимых условий бурения составит 650 м.

Глубина спуска промежуточной колонны с учетом зон поглощения составаить 1350 м. Расчет минимально допустимой глубины спуска промежуточной колонны из условия предотвращения гидроразрыва пород при закрытии устья в случае возможного открытого фонтанирования продуктивных горизонтов при полном замещении скважинной жидкости пластовым флюидом производится формуле:



Где пластовое давление в кровле продуктивного пласта с минимальной
плотностью флюида;

– давление на устье пласта

- градиент гидроразрыва пород у башмака кондуктора

– глубина кровли продуктивного пласта с минимальной плотностью флюида, м

---

Расчет диаметров скважины и обсадных колонн

Диаметр обсадных колонн и долот выбирают снизу-вверх, начиная c эксплуатационной колонны.

В газовых и газоконденсатных скважинах диаметр эксплуатационной колонны выбирают с учетом ожидаемого дебита на разных стадиях разработки месторождения, устойчивости пород продуктивного горизонта, допустимой депрессии в приствольной зоне, содержания жидкой фазы (конденсат, вода), а также наличия в добываемом газе компонентов, вызывающих коррозию труб; гидравлические сопротивления при движении газа от забоя до устья должны быть возможно меньшими.

Диаметр эксплуатационной колонны выбирают исходя из требований заказчика, условий эксплуатации, бурения боковых стволов, проведения мероприятий по повышению продуктивности пласта и т.д.

С учетом того, что бурится нефтегазоконденсатная скважина, для проходимости бурильного инструмента, возможности бурить боковые стволы, установки фильтра-хвостовика диаметром 114 мм, проходимости инструментов и приборов для текущего ремонта скважин принимается диаметр 178 мм:

Диаметр долота для бурения под выбранную обсадную колонну определяется требуемым зазором между колонной и стенкой скважины:



Где диаметр муфты, мм

– радиальный зазор между муфтой и скважиной

Внутренний диаметр обсадной колонны , через которую проходит соответствующее долото, рассчитывается по формуле:



– радиальный зазор между долотом и стенкой трубы

Диаметр долота под хвостовик:



Принимаем долото 139,7 мм.

Диаметр долота под эксплуатационную колонну

---

Принимаем долото 222,3мм

Внутренний диаметр кондуктора



Принимаем кондуктор 245 мм

Диаметр долота под кондуктор:


Принимаем долото 311,2 мм

Внутренний диаметр направленич



Принимаем диаметр кондуктора 339,7 мм (внутренний диаметр 320,6 мм)

Диаметр долота под направление



Принимаем долото 444,5 мм.

Обсадная колонна	Диаметр, мм				Толщина стенки обсадной колонны, мм	Типоразмер обсадной колонны
	Долота	Обсадной колонны
		муфты	наружный	внутренний
Направление		365,1	339,7	322,9	8,4	340
Кондуктор	311,2	269,9	244,5	226,7	8,9	245
Эксплуатационная	222,3	194,5	178	159,6	9,2	178
Хвостовик	139,7	127	114,3	97,1	8,6	114

Согласно графику совмещенных давлений и возможных осложнений обсадные колонны спускаются на следующие глубины:

Направление диаметром 339,7 мм опускается на глубину 50 м, чтобы перекрыть четвертичные отложения, бурится долотом 444,5 мм. Цементируется до устья.

Кондуктор диаметром 244,5 мм опускается на глубину 650 м, бурится долотом 311,2 мм. Цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна диаметром 178 мм опускается до кровли продуктивного пласта на глубину 3088 м, бурится долотом 222,3 мм. Цементируется до устья.

---

Хвостовик диаметром 114,3 мм опускается на глубину 3329 м, бурится долотом 139,7 мм. Цементируется на 500 м выше башмака промежуточной колонны.


Выбор типа и расчет количества бурового раствора

Тип и параметры буровых растворов выбираются с учетом: геологических и гидрогеологических условий залегания пород, их литологического и химического составов; устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора; наличия проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений; давлений гидравлического разрыва; накопленного опыта, а также наличия сырья для приготовления бурового раствора. Буровые растворы могут отличаться на каждом интервале.

Плотность бурового раствора выбирается из условия создания противодавления, припятствующего притоку в скважину пластовых флюидов.

Основное условие при выборе давления гидростатического давления бурового раствора:





Где – коэффициент безопасности.

Минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым в газовом скважине на глубине 3000 м составляет 2,25 МПа. К минимальному гидростатическому давлению бурового раствора так же добавляется величина, учитывающая колебания гидростатического далвения при спускоподъемных операциях и коэффициента аномальности :



При диаметре скважины меньше 215,9 мм и при большем 215,9 мм

Суммарная репрессия на пласт:

---

Смотрите также файлы

• Реквизиты для уплаты государственной пошлины при обращении в Устиновский районный суд г. Ижевска.docx

• Распределить признаки, характеризующие субрегионы Африки.docx

• Тема Теоретические основы экспериментальной психологии.docx

• Атбе аласындаы 13 орта мектебі кмм.doc

• Бланк выполнения лабораторной работы 2 Исследование распределения магнитного поля, образованного прямым и круговым токами.docx