Курсовая работа: Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.

На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:

Направление – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения, цементируется до устья.

Кондуктор – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения, цементируется до устья.

Техническая колонна – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.

Эксплуатационная колонна – для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании, цементируется до устья. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м по ГОСТ 632-80.

Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну:

Dд.эк. = dм + 2δ = 0,188 + 2 × 0,012 = 0,212м,

где dм – диаметр муфты эксплуатационной колонны, δ – зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,02 м. из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения долота по эксплуатационной колонне:

Dвнк = Dд.эк. + (0,006÷0,008)=0,2159 + 0,006 = 0,2219 м,

где 0,006÷0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 равный 0,245 м.

Определяется диаметр долота под техническую колонну:

Dд.т. = Dм + 2δ = 0,271 + 2 × 0,012 = 0,295м.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,2953 м.

Определяется диаметр кондуктора:

Dвн.к = Dд.т + (0,006 ÷ 0,008) = 0,2953 + 0,006 = 0,3013 м,

где 0,006÷0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 равный 0,324 м.

Определяется диаметр долота под кондуктор:

Dд.к = dм + 2δ = 0,351 + 2 × 0,015 = 0,381 м.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,3937 м.

Определяется диаметр ІІ направления:

Dвн.н = Dд.к + 0,006 = 0,3937 + 0,006 = 0,3997м.

Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.

Определяется диаметр долота под II направление:

Dд.н = dмн +2δ = 0,451+2 × 0,02 = 0,491 м.

Принимается по ГОСТу 20692-72 диаметр долота равный 0,490 м.

Диаметр I направления равен 0,530 м.

Диаметр долота под I направление равен 0,6 м.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

Схема 1

3.2 ВЫБОР И РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Принимается для бурения наклонно-направленной скважины. На данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 200 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем ШО1-195. При бурении под эксплуатационную колонну для изменения направления ствола скважины используют отклонитель ШО-195. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производится с помощью телесистемы. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла (искривленного участка) принимается i10 = 1°.

РАСЧЕТ НАКЛОННОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Исходные данные:

Глубина скважины L в – 1838 м.

Глубина зарезки наклонного ствола Н в = 200 м.

Диаметр долота D д = 0,2953 м.

Диаметр забойного двигателя D з.д = 0,24 м.

Длина отклонителя L.що= 10м.

Длина забойного двигателя L 2тсш = 17 м.

Определяется радиус искривления ствола скважины:

R =  × 10 × К = × 10× 1,05 = 600 м, где К – коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах принимается (1,05÷1,10).

Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:

 =  =  = 282 м;

fот =  =  = 9,9 мм;

I = 0,049 = 0,049 × 244 = 16,257см2;

 =  =  = 429,4 м,

где К1 – принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2 – 6см;

f зд – прогиб отклонителя забойного двигателя в искривленном стволе

скважины;

I – момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;

Е – модуль Юнга, Е = 2,1 × 107

 =  =  = 599 м,

fзд =  =  = 6,31 мм;

I = 0,049 = 0,049 × 19,54 = 7085 см2,

где: q зд – масса забойного двигателя длиной в 1 см (кг).

Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается R = 600 м.

Определяется максимальный угол наклона ствола скважины:

соs α =  =  = 0,9910; α = 7о,

где: А – проложение – 200 м; Н = Lв – Нв = 1838 – 200=1638 м.

Определяется горизонтальная проекция искривленного участка:

а = R × (1 – соs α) = 600 × (1 – 0,9910) = 5,4 м.

Определяется вертикальная проекция искривленного участка:

h = R × sin α = 600 × 0,1219 = 73,14 м.

Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка:

Н = Lв – (Нв + h) = 1838 – (200 + 73,14) = 1565 м.

Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка:

А = Н × tg α = 1565 × 0,1228 = 192 м.

Определяется длина искривленного участка:

ℓ2 = 0,01745 × R × α = 0,01745 × 600 × 7 = 73,3 м.

Определяется длина прямолинейного наклонного участка:

ℓ3 = Н1 / соs α = 1565 / 0,9910 = 1579 м.

Определяется длина наклонного участка:

Lн = ℓ1 + ℓ2 + ℓ3 =200 + 73,3 + 1579 = 1852 м.

Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины:

к2 = ℓ2 / h = 73,3 / 73,1 = 1,002;

к3 = ℓ3 / Н = 1579 / 1565 = 1,009.

ПРОФИЛЬ НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ

Схема 2

3.3 ВЫБОР ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПО ИНТЕРВАЛАМ СКВАЖИНЫ

Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

Бурение под I направление в интервале от 0 до 12 м «всухую» шнеком Dд = 600 мм.

Бурение под II направление в интервале от 12 до 40 м. ведется на естественном глинистом растворе ρ = 1080 кг/м3, УВ = 20-25 с, рН = 6,5.

Бурение под кондуктор от глубины II направления до башмака кондуктора от 40 до 160 м ведется на глинистом растворе ρ = 1230-1240 кг/м3.

Бурение под техническую колонну от 160 до 579 м, на соленасыщенном растворе ρ = 1,21-1,23 г/см3, УВ = 22 с.

Бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 579 до 972 м. ведется на технической воде ρ = 1000 кг/м3, остальные параметры не регулируются;

в интервале от 972 до 1497 м – ХНР (хлорнатриевый раствор), ρ = 1120-1140 кг/м3, остальные параметры не регулируются;

в интервале от 1497 до 1852 м – на безглинистом растворе на основе полисахаридов с ρ = 1120-1140 кг/м3, УВ=20-25 с, фильтроотдача 6-8 × 10–6 м3 × 30 мин, рН = 7,5-8,5, корка – пленка.

Определяется плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления.

Ρб.р = Рпл × К / 0,01L = 14,08×1,05 / 0,01×1838 = 804 кг/м3.

С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнений вышележащих пластов принимается ρб.р = 1140 кг/м3, со следующими параметрами: УВ=25-30 с, фильтроотдача 6-8 × 10–6 м3 × 30 мин, рН=7,5-8,5, корка – пленка, СНС = 0.

Определяется количество материалов для приготовления и обработки бурового раствора по интервалам:

Vм – объем мерников, м3;

К1 – коэффициент кавернозности 1,1;

К2 – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации 1,1;

К3 – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке 1,1;

Интервал бурения 0 – 12 м:

Vбр = Vм + 0,785 ×  × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 × 0,4902 × 40 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 55,6м3.

Интервал бурения 0 – 40 м:

Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 0,4902 × 40 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 60,5м3.

Интервал бурения 0 – 160 м:

Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 =50 + 0,785 × 0,39372 × 160 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 76 м3;

Интервал бурения 0 – 579м.:

Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 × 0,29532 × 579 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 101 м3;

Интервал бурения 0 – 972 м:

Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 × 0,21592 × 972 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 102 м3;

Интервал бурения 0 – 1497 м:

Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 × 0,21592 × 1497 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 118 м3;

Интервал бурения 0 – 1852 м:

Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 × 0,21592 × 1852 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 141 м3.

Для приготовления бурового раствора применяется гидросмеситель УС – 6 – 30. Для обработки бурового раствора химическими реагентами применяют глиномешалку МГ-2-4.

Для очистки бурового раствора применяется циркуляционная система: 2 вибросита (DЕRRІСК), гидроциклоны, илоотделитель, центрифуга, емкость-отстойник.

3.4 РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

3.4.1 РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Глубина скважины по стволу Lн = 1852 м;

Глубина скважины по вертикали Lв =1838 м;

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9