Главная страница
Навигация по странице:

  • 2.2. Расчет устьевых давлений при нефтегазоводопроявлениях.

  • 2.3. Построение графиков эквивалентов градиентов давлений .

  • 2.4. Обоснование конструкции скважины.

  • 2.5. Обоснование диаметров долот и обсадных колонн.

  • 2.6. Конструкция скважины.

  • Конструкция. 2. обоснование конструкции скважины. Построение графиков совмещенных давлений и эквивалентов градиентов давлений


    Скачать 70.85 Kb.
    Название2. обоснование конструкции скважины. Построение графиков совмещенных давлений и эквивалентов градиентов давлений
    АнкорКонструкция.docx
    Дата18.08.2017
    Размер70.85 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаКонструкция.docx
    ТипДокументы
    #18395

    Подборка по базе: СНиП РК 5.03.37-2005Несущие и ограждающие конструкции.docx, Дипломный проект - Экономическое обоснование строительства котте, АЭС на территории России. Конструкции и характеристики.docx


    2. ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ.
    2.1. Построение графиков совмещенных давлений и эквивалентов градиентов давлений.

    Совмещенные графики градиентов давлений строятся в координатах градиенты давлений – глубина скважины по вертикали с использованием данных, приведенных в табл. 2.1, 2.2. Количество и глубины спуска обсадных колонн выбираются исходя из принципа обеспечения совместимых условий бурения. При этом желательно иметь минимальное количество обсадных колонн; по возможности небольшие «выходы» открытого ствола из-под кондуктора и промежуточных колонн (особенно в неустойчивых и прихватоопасных интервалах); отсутствие в интервале разреза между башмаками предыдущей и последующей колонн поглощающих и проявляющих пластов с существенно отличающимися градиентами пластовых давлений и т.п. В наклонно-направленном бурении глубины спуска обсадных колонн должны быть увязаны с границами участков профиля. Глубины спуска кондуктора и промежуточных колонн должны быть достаточными с точки зрения недопущения гидроразрыва пород под башмаком при закрытии превентора и ликвидации газонефтеводопроявления. В связи с этим башмаки колонн следует устанавливать в плотных, малопроницаемых, устойчивых породах.

    Пластовое давление на глубине Н от устья скважины Рпл находится по следующей формуле:

    (2.1)

    где gradPпл – градиент пластового давления;

    Давление гидроразрыва Ргр равно:

    (2.2)

    где - коэффициент Пуассона; Ргор – горное давление, численно равное гидростатическому давлению столба жидкости с плотностью, равной плотности горной породы (в случае, если вся толща сложена одной породой):

    (2.3)

    Если разрез представлен различными по плотности породами, то горное давление суммируется по всем участкам равной плотности:

    (2.4)


    Таблица 2.1 – Результаты расчетов давлений, плотностей, эквивалентов плотностей.

    Глубина Н , м

    grad Pпл, кПа/м

    ρгп, кг/м^3

    μ

    Давления, Мпа

    Эквиваленты

    Плотность, г/см^3

    Репрессия, Мпа

    Рпл

    Ргор

    Ргр

    Кпл

    Кгр

    ρ по к.б.

    ρ по репрессии

    принятая ρ

    0

    9,81

    2200

    0,25

    0,00

    0,00

    0,00

    1,00

    1,40

    1,10

    1,13

    1,10

    0,00

    1150

    9,81

    2200

    0,25

    11,28

    24,82

    15,79

    1,00

    1,40

    1,10

    1,13

    1,10

    1,13

    1150

    10,2

    2550

    0,33

    11,73

    24,82

    18,18

    1,04

    1,61

    1,14

    1,17

    1,14

    1,17

    1200

    10,2

    2550

    0,33

    12,24

    26,07

    19,05

    1,04

    1,62

    1,14

    1,17

    1,14

    1,22

    1201

    10,2

    2550

    0,33

    12,25

    26,10

    19,07

    1,04

    1,62

    1,09

    1,29

    1,09

    0,61

    3100

    10,2

    2550

    0,33

    31,62

    73,60

    52,30

    1,04

    1,72

    1,09

    1,14

    1,09

    1,58

    3100

    10,9

    2650

    0,37

    33,79

    73,60

    57,17

    1,11

    1,88

    1,17

    1,21

    1,17

    1,69

    4000

    10,9

    2650

    0,37

    43,60

    97,00

    74,96

    1,11

    1,91

    1,17

    1,19

    1,17

    2,18

    По данным таблицы 2.1. строим графики совмещенных давлений.

    2.2. Расчет устьевых давлений при нефтегазоводопроявлениях.

    При бурении скважины возможны следующие проявления: нефтепроявления в интервале 2160-2870 м, газопроявления в интервале 3100-4000 м.

    Составим сводную таблицу свойств проявляющихся флюидов, пластовых температур и давлений:

    Таблица 2.2. - Результаты расчетов устьевых давлений при НГВП.

    Глубина, м

    Стратиграфия

    grad P, кПа/м

    Плотность флюида (жидкость), кг/м3

    Характеристика газа

    Давление, МПа

    Относительная плотность

    m

    gradТ, град/100 м

    Рпл

    Руст

    0

     

     

     

     

     

     

     

     

    2160

    D3fr нефть

    10,2

    600

     

     

     

    22,03

    9,32

    2870

    D2 нефть

    10,2

    600

     

     

     

    29,27

    12,38

    3100

    S2 газ

    10,9

     

    0,7

    0,6

    2,7

    33,79

    23,50

    4000

    S1 газ

    10,9

     

    0,7

    0,6

    2,7

    43,60

    27,98


    Устьевое давление рассчитывалось в предположении полного вытеснения раствора из скважины флюидом по формулам:

    для нефти – (2.5)

    для газа – (2.6)

    где . Принимая , получим

    (2.7)

    Все расчеты ведем по кровле и подошве каждого проявляющего пласта. На основе полученных значений строим графики распределения давления в скважине при выбросах.
    2.3. Построение графиков эквивалентов градиентов давлений.

    Расчеты проводились по следующим формулам:

    (2.8)

    где градиент в кПа/м.

    (2.9)

    Для наглядности изображаем графики изменения плотностей бурового раствора – минимальной и максимальной по требованиям "Правил безопасности при бурении нефтяных и газовых скважин".

    Минимальная плотность рассчитывается по формуле:

    (2.10)

    кб – коэффициент запаса. При H<1200 м, кб =1.10 и репрессия не должна превышать 1,5 МПа, при H>1200 м, кб =1.05 и репрессия не более 2,5-3 МПа

    Далее рассчитываем плотность из условия репрессии на пласт:

    (2.11)

    - максимально допускаемая по правилам безопасности репрессия на пласт.

    При H<1200м, =1,5МПа; При H>1200м =2,5-3 МПа

    Окончательно выбираем минимальную из этих двух плотностей т.е. .

    По полученным данным строим графики эквивалентов градиентов давлений.
    Рассмотрим все графики, полученные из данных расчетов.

    2.4. Обоснование конструкции скважины.


    Конструкция скважины должна обеспечивать доведение строительства скважины до проектной глубины без аварий и осложнений, заданные способы вскрытия пластов, минимум затрат на проводку ствола скважины. Количество обсадных колонн для обеспечения вышеназванных условий, проектируют исходя из несовместимости отдельных интервалов бурения скважины, а также исходя из условия недопущения гидроразрыва пластов в результате выброса, полученных по совмещенным графикам давлений и графикам эквивалентов и плотностей.

    Построив графики совмещенных давлений и графики эквивалентов, определяем количество спускаемых обсадных колонн.

    1) Выбираем минимальное число спускаемых обсадных колонн на основании интервалов совместимых для бурения (на графике эквивалентов – заштрихованные области).

    По графику требуется 3 колонны: две промежуточных и одна эксплуатационная. Глубина спуска 1-ой промежуточной колонны 1150 м, 2-ой промежуточной колонны 3100 м.

    Уточним конструкцию скважины с учетом допустимых глубин при НГВП.

    2) Глубину спуска направления назначаем равной 30м. Направление служит для закрепления приустьевой части скважины от размыва и обрушения. Для обвязки устья скважины с циркуляционной системой. Ось вышки должна совпадать с осью направления.

    3)Кондуктор спускаем на глубину 350 м. Кондуктор необходим для перекрытия неустойчивых в верхней части отложений, перекрытие водоносных интервалов, а также для изоляции зоны ММП.

    4) Из ГСЭ видно, что несовместимый интервал бурения находится на глубине 1150 м. На графике ГСД при выбросе видно, что на глубине 1250 м произойдет гидроразрыв в результате нефтепроявления, из условий безопасности добавляем 50 м. Поэтому первую промежуточную колонну необходимо спустить на глубину 1300 м. Также промежуточная колонна служит для перекрытия неустойчивых подваливающихся пород и для установки на устье скважины противовыбросового оборудования.

    5) Рассмотрим график совмещенных давлений при выбросе. Из него видно, что вторая промежуточная колонна необходима для того чтобы предупредить гидроразрыв пород на глубине 2200 м в результате газопроявления с продуктивного пласта. На ГСЭ видно, что второй не совместимый интервал бурения находится на глубине 3100 м, поэтому вторую промежуточную колонну спускаем на глубину 3100 м.

    6) Эксплуатационная колонна служит для разобщения продуктивных горизонтов от остальной части разреза, а также для раздельного испытания потенциально продуктивных горизонтов. Спускается до глубины 4000 м.

    2.5. Обоснование диаметров долот и обсадных колонн.

    Так как скважина нефтегазовая, диаметр эксплуатационной колонны назначаем равным 168 мм.

    Диаметры остальных колонн находим согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

    Таблица 4.3. - Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины.

    DОК, мм

    114-127

    140,146

    168,178,194,

    219,245

    273,299

    324,340,351,

    377,426

    Δr, мм

    15

    20

    25

    35

    39-45



    Диаметр долота: Dд=Dм+Δr, где

    Dм - диаметр муфт спускаемой обсадной колонны, мм

    Δr - требуемый диаметральный зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колоны, мм.

    Наружный диаметр обсадной колонны, внутри которой должно проходить долото диаметром Dд вычисляется из соотношения:

    Dok=Dдд+2t, где

    вд- требуемый диаметральный зазор между долотом и внутренней полостью обсадных труб (3-7 мм).

    t- толщина стенки обсадных труб, мм.

    Диаметр эксплуатационную колонны: Dok=168 мм

    Долото под эксплуатационную колонну: Dд=188+25=213мм Dд=215,9 мм

    Диаметр 2-ой промежуточной колонны: Dok=215,9+5+210=245,9 мм Dok=245 мм

    Долото под 2-ую промежуточную колонну: Dд=270+25=295 мм Dд=295,3 мм

    Диаметр 1-ой промежуточной колонны: Dok=295,3+5+210=325,3 мм Dok=324 мм

    Долото под 1-ую промежуточную колонну: Dд=351+39=390 мм; Dд=393,7 мм

    Диаметр кондуктора: Dok=393,7+5+210=423,7 мм Dok=426 мм

    Долото под кондуктор: Dд=451+45=496мм; Dд=490 мм

    Диаметр направления: Dok=490+5+210=515 мм Dok=508 мм

    Долото под направление: Dд=533+45=578мм; Dд=612 мм

    Таблица 2.4. – Диаметры долот, обсадных колонн и их муфт

    Название колонны

    Глубина спуска от-до, м

    Диаметр долота, мм

    Диаметр обсадной колонны, мм

    Диаметр соединительной муфты обсадной колонны, мм

    Направление

    0 - 30

    612

    508

    533

    Кондуктор

    0 - 350

    490

    426

    451

    1-ая промежуточная

    0 - 1300

    393,7

    324

    351

    2-ая промежуточная

    0 – 3100

    295,3

    245

    270

    Эксплуатационная

    0 - 4000

    215,9

    168

    188


    2.6. Конструкция скважины.


    Ø 168


    Ø324

    Ø 245

    Ø 426

    Ø 508


    30 м



    350 м


    2550 м

    (2720 м)



    1300 м




    3100 м




    (3270 м)



    (4234 м)

    4000 м




    написать администратору сайта