ОСНОВИ ПРОЕКТУВАННЯ КОНСТРУКЦІЇ СВЕРДЛОВИНИ

Вибір та обґрунтування конструкції проектної свердловини проводимо за методикою відповідно до вимог. На підставі геолого-технічної інформації формуються вихідні дані. Для полегшення сприйняття процесу проектування скористаємося прикладом, для якого задано такі вихідні дані:

1 Свердловина газова, експлуатаційна, вертикальна.

2 Глибина свердловини .

3 По глибині свердловини задані такі значення тисків:

4 Інформація про можливі ускладнення по розрізу свердловини:

- в інтервалі 0–150 м залягають нестійкі, схильні до обвалів породи;

- в інтервалі 200–1350 м можливі осипи та обвали стінок, звуження ствола свердловини, утворення сальників та часткові поглинання;

- в інтервалі 1500–3920 м залягають породи схильні до утворення жолобів, каверн, виступів, викривлень і звужень ствола свердловини, часткових поглинань та осипів стінок.

5 Продуктивний пласт залягає в інтервалі: 4000–4400 м.

Визначення кількості обсадних колон та глибини їх спуску

Підставою для встановлення кількості обсадних колон та глибин їх спуску служить суміщений графік зміни тисків, який відображає зміну з глибиною коефіцієнта аномальності пластового тиску (К_а) та індексу тиску поглинання (К_п), або індексу тиску гідророзриву порід (К_гр). Коефіцієнт аномальності пластового тиску визначається:

, або , (3.1)

де - пластовий тиск, Па;

- глибина залягання пласта, м;

- градієнт пластового тиску, Па/м.

Індекс тиску поглинання визначається:

, або , (3.2)

де - тиск поглинання, Па;

- градієнт тиску поглинання, Па/м.

Індекс тиску гідророзриву порід знаходимо:

, або , (3.3)

де - тиск гідророзриву порід, Па;

- градієнт тиску гідророзриву порід, Па/м.

У випадку, коли значення тиску гідророзриву порід відсутнє, індекс тиску гідророзриву порід можна визначити за наближеною формулою:

(3.4)

Приклад розрахунку і для інтервалу 0–200 м:

.

Аналогічно обчислюємо коефіцієнт аномальності та індекс тиску поглинання для інших інтервалів, а результати розрахунків зводимо в табл. 3.1.

Таблиця 3.1 – Значення коефіцієнта аномальності та індексу тиску поглинання залежно від глибини свердловини

За результатами розрахунків (табл. 3.1) будуємо суміщений графік зміни тисків (рис. 3.1).

На побудованому графіку виділяємо зони з несумісними умовами буріння. Оскільки, зони з несумісними умовами буріння відсутні, то в першому варіанті передбачаємо спуск однієї колони. Визначимо відносну густину промивальної рідини для кожного інтервалу, згідно з вимогами за формулою:

.

Аналогічно визначаємо відносну густину для інших інтервалів, а результати заносимо у таблицю 3.2.

Таблиця 3.2 – Результати розрахунку відносної густини

Отже, врахувавши відносну густину і проаналізувавши геолого-технічні умови буріння, можливі аварії по розрізу свердловини та практику виконання бурових робіт в даних умовах проектуємо три обсадних колони.

Рисунок 3.1 – Суміщений графік зміни тисків

Першу проміжну колону проектуємо спустити на глибину 1400 м, другу проміжну – на глибину 3950 м, експлуатаційну колону – до проектної глибини. Крім цього проектуємо спуск кондуктора на глибину 150 м та направлення на глибину 5 м.

Обґрунтовуємо призначення кожної з обсадних колон:

- направлення призначене для запобігання розмиву устя свердловини промивальною рідиною і задавання напрямку руху рідини на очисні пристрої;

- кондуктор призначений для перекриття нестійких, схильних до обвалів порід;

- перша проміжна колона призначена для перекриття відкладів крейди, юри та тріасу, схильних до обвалів, осипань, звужень ствола свердловини, утворення сальників та часткових поглинань, а також для герметизації устя свердловини противикидним обладнанням;

- друга проміжна колона призначена для перекриття відкладів нижньої пермі, верхнього та частини середнього карбону, схильних до утворення жолобів, каверн, виступів, течії порід, викривлень і звужень ствола свердловини, часткових поглинань та осипань, а також для герметизації устя свердловини противикидним обладнанням та створення безпечних умов при розкритті нижчележачих газоносних горизонтів;

- експлуатаційна колона призначена для забезпечення герметичної ізоляції порожнини свердловини від всієї товщі пробурених порід, надійного розмежування всіх проникних порід, довготривалої експлуатації свердловини, розміщення підземного обладнання, встановлення обладнання для герметизації устя, а також є каналом для транспортування з продуктивного пласта газу на денну поверхню.

Проектування діаметрів обсадних колон та доліт

Розрахунок діаметрів обсадних колон розпочинаємо з експлуатаційної колони. Діаметр експлуатаційної колони вибирають виходячи з двох умов:

1 З максимально очікуваних дебітів флюїдів (нафта, газ, вода; газ, конденсат, вода) на різних стадіях експлуатації.

2 За вказівкою замовника.

Наближене співвідношення діаметрів експлуатаційних колон та дебітів для нафтових і газових свердловин, що застосовуються на практиці, подані в таблицях 3.3 та 3.4.

Таблиця 3.3 – Нафтові свердловини

Таблиця 3.4 – Газові свердловини

У разі необхідності, викликаної конкретними умовами родовища, до цих рекомендацій вносять додаткові корективи.

Для нашого прикладу діаметр експлуатаційної колони задає замовник, який складає 140´168 мм.

Проектування діаметрів доліт і решти колон проводиться “знизу-вверх” з умови забезпечення технологічних зазорів, за рекомендованими співвідношеннями.

Діаметр долота для буріння під експлуатаційну колону знаходимо з співвідношення:

, (3.5)

де - найбільший зовнішній діаметр обсадної колони, мм;

- мінімальний радіальний зазор для вільного проходження колони у свердловину під час її спуску, мм (табл. 3.5).

Таблиця 3.5 – Рекомендовані значення радіального зазору

Оскільки у відкритому інтервалі свердловини встановлюється експлуатаційна колона діаметром 140 мм, то розраховуємо діаметр долота для буріння під неї.

Для труб діаметром 140мм: мм і мм:

мм.

Відповідно до вибираємо діаметр долота мм.

Знаходимо внутрішній діаметр другої проміжної колони:

, (3.6)

де - радіальний зазор, необхідний для вільного пропуску всередині цієї колони долота для буріння під наступну колону, мм; мм. Прийнявши мм:

мм.

Знаючи необхідний внутрішній діаметр другої проміжної колони знаходимо відповідний йому зовнішній діаметр:

, (3.7)

де - найбільш можлива товщина стінки труб для цієї колони, мм. Для практичних розрахунків мм.

мм.

Відповідно до стандарту на обсадні труби зовнішній діаметр другої проміжної колони складає мм.

Аналогічно знаходимо діаметри решти колон та доліт під ці колони. Знаходимо діаметр долота для буріння під другу проміжну колону за формулою (3.5), якщо мм і мм:

мм.

Відповідно до стандарту на долота вибираємо діаметр долота мм.

Знаходимо внутрішній діаметр першої проміжної колони за формулою (3.6), прийнявши мм:

мм.

Знаходимо за формулою (3.7) зовнішній діаметр першої проміжної колони: мм.

Відповідно до стандарту на обсадні труби зовнішній діаметр першої проміжної колони складає мм.

Знаходимо діаметр долота для буріння під першу проміжну колону за формулою (3.5), якщо мм, мм: мм.

Відповідно до стандарту на долота вибираємо діаметр долота мм.

Знаходимо внутрішній діаметр кондуктора за формулою (3.6) прийнявши мм: мм.

Знаходимо за формулою (3.7) зовнішній діаметр кондуктора: мм.

Відповідно до стандарту на обсадні труби зовнішній діаметр кондуктора складає мм. Знаходимо діаметр долота для буріння під кондуктор за формулою (3.5), якщо мм і мм: мм.

Відповідно до стандарту на долота вибираємо діаметр долота мм. Знаходимо внутрішній діаметр направлення за формулою (3.6), прийнявши мм:

мм.

Знаходимо за формулою (3.7) зовнішній діаметр направлення: мм.

Оскільки за ГОСТ 632-80 обсадні труби діаметром більше 508 мм не виготовляються, то вибираємо зварні прямошовні труби діаметром мм. Знаходимо діаметр долота для буріння під направлення за формулою (3.5), якщо мм і мм: мм.

Відповідно до стандарту на долота вибираємо діаметр долота мм і розширювач РШ-640.

Результати всіх розрахунків зводимо в табл. 3.6 та схематично зображуємо конструкцію проектної свердловини (рис. 3.2).

Таблиця 3.6 – Результати проектування конструкції свердловини

Рисунок 3.2 – Схема конструкції свердловини

Поиск по сайту: