Проектирование обвязки обсадных колонн

Практическая работа

по дисциплине: «Заканчивание скважин»

 

 

Отчет по проектированию конструкции скважины

Выполнил: Студент группы 2Б5В	____________________		Бракк Н.С.
Проверил: Доцент, к.т.н.		____________________	Ковалев А.В.

 

 

Томск – 2018

Обоснование конструкции эксплуатационного забоя и выбор способа заканчивания скважин

Так как скважина разведочная, то выбираем закрытый тип забоя скважины.

Построение совмещенного графика давлений

Построим график совмещенных давлений (Рисунок 1):

Рисунок 1. График совмещенных давлений

Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор. Рекомендуется спускать направление с учетом перекрытия четвертичных отложнений (см. «Стратиграфический разрез скважины») на 10 м. Так как в моей скважине 50 м четвертичные отложения, то будем считать глубину спуска обсадной колонны равной 60 м.

Спуск кондуктора определяется при наличии множества факторов. В том числе: количество продуктивных пластов, их глубины залегания, градиент пластового давления, градиент давления гидроразрыва, плотности нефти. Исходя из расчетов (Таблица 1), было принято решение спускать кондутор на 1480 м.

Таблица 1. Расчет глубины спуска кондуктора

 

Эксплуатационную колонну спускают до подошвы последнего продуктивного пласта и учитывают еще 50 м. под ЗУМППФ. Глубина спуска составляет 3370 м.

Выбор интервалов цементирования

Направление цементируется на всю глубину спуска, т.е. на 60 м.

Кондуктор цементируется на всю глубину спуска, т.е. на 1480 м.

Эксплуатационная колонна цементируется с перекрытием предыдущего башмака на 150 м для нефтяной скважины. Значит интервал цементирования составляет 2040 м.

Расчет диаметров скважины и обсадных колонн

Эксплуатационная колонна.

Исходя из суммарного дебита скважины, выбираем диаметр эксплуатационной колонны равный 168,3 мм.

Исходя из размера обсадной трубы равной 168,3 мм узнаем наружный диметр соединительной муфты равной 187,7 мм. Разность диаметра ствола скважины и муфты колонны для обсадной трубы диаметром 168,3 мм равняется 25 мм. Значит диаметр долота под эксплуатационную колонну считаем по формуле 1:

                                       (1)                                                                                                 

где  – наружный диаметр муфты обсадной трубы, мм, равный 187,7 мм;

 – разность диаметров ствола скважины и муфты колонны, мм, равный 25 мм.

Получаем, что диаметр долота под эксплуатационную колонну равен:

Диаметр долота равен 215,9 мм.

Кондуктор

Внутренний диаметр кондуктора рассчитывается по формуле 2:

,                                         (2)

где  – диаметр долота под эксплуатационную колонну, мм, равный 215,9 мм;

(10÷14) – зазор для свободного прохода долота внутри кондуктора, берем равный 12 мм.

Для этого значения существует обсадная труба равная 244,5 мм, а её наружный диаметр соединительной муфты равен 269,9 мм.

Разность диаметра ствола скважины и муфты колонны для обсадной трубы диаметром 244,5 мм равняется 25 мм. Значит диаметр долота под кондуктор считаем по формуле 1.

Получаем, что диаметр долота под кондуктор равен:

Диаметр долота равен 295,3 мм.

Направление

Внутренний диаметр направления рассчитывается по формуле 2.

Для этого значения существует обсадная труба равная 323,9 мм, а её наружный диаметр соединительной муфты равен 351,0 мм.

Разность диаметра ствола скважины и муфты колонны для обсадной трубы диаметром 323,9 мм равняется 39 мм. Значит диаметр долота под направление считаем по формуле 1.

Получаем, что диаметр долота под направление равен:

Диаметр долота равен 393,7 мм.

Проектирование обвязки обсадных колонн

Определяем максимальное давление на устье при флюидопроявлении, которое для нефтяной скважины рассчитывается по формуле 3, для каждого пласта:

Р_му = Р_пл – ρ_н ∙ g ∙ H _кр,                                            (3),            

где Р_пл – пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа, равный 27,387 Мпа для первого пласта, 32,436 МПа для второго пласта, 34,335 МПа для третьего пласта, 34,65 МПа для четвертого пласта;

ρ_н – плотность нефти, кг/м³, равная 700 кг/м³ для первого пласта, 650 кг/м³ для второго пласта, 600 кг/м³ для третьего и четвертого пласта;

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

H _кр – глубина залегания кровли продуктивного пласта, м, равная 2685 м, 3180 м, 3270 м, 3300 м.

Р_{му 1пл.} = 27,387 – 18,437895 = 8,949105 МПа;

Р_{му 2пл.} = 32,436 – 20,2772376 = 12,1587624 МПа;

Р_{му 3пл.} = 34,335 – 19,247220 = 15,08778 МПа;

Р_{му 4пл.} = 34,65 – 19,423800 = 15,2262 МПа.

Давление, необходимое для ликвидации ГНВП, рассчитывается по формуле 4:

                                                Р_гнвп=k∙ Р_му,                                          (4),

где k – коэффициент запаса, принимаемый 1,1 (10%)

Р_{гнвп 1 пл.} = 9,8440155 МПа;

Р_{гнвп 2 пл.} = 13,3746386 МПа;

Р_{гнвп 3 пл.} = 16,596558 МПа;

Р_{гнвп 4 пл.} = 16,74882 МПа.

Давления опрессовки определяется по формуле 5:

                                      Р_оп=k∙ Р_гнвп,                                               (5),

где k – коэффициент запаса, принимаемый 1,1 (10%),

Р_гнвп  – давление, необходимое для ликвидации ГНВП.

Р_{оп 1 пл.} = 10,8284171 МПа;

Р_{оп 2 пл.} = 14,7121025 МПа;

Р_{оп 3 пл.} = 18,2562138 МПа;

Р_{оп 4 пл.} = 18,423702 МПа.

Из полученных значений берем наибольшее, то есть Р_оп = 18,423702 МПа.

Подбор колонной головки осуществляется исходя из:

- типа колонной головки (ОКК, ОКО, ОУС);

- допустимого давления (14, 21, 35, 70), МПа;

- диаметров обвязываемых колонн, мм;

- корозионного исполнения (К1, К2, К3);

- исполнение по морозостойкости (ХЛ).

Шифр колонной обвязки выбираем: ОКО1-21-169х245 К1 ХЛ.

Шифр ОП исходя из диаметра обсадных труб и рабочего давления: ОП5-280/80х21.