Ножовское месторождение, скважина №113

 

По данным таблицы №10 строим совмещенный график давлений (см. приложение 1).

На основании построений и теоретических знаний выберем 4 обсадные колонны: эксплуатационную колонну, кондуктор, направление и шихтовое направление.

Шахтовое направление спускается для укрепления устья скважины в неустойчивых породах. Глубину спуска примем 10 м.

Направление предусматривают с целью защиты устьевого участка ствола от размыва и направления восходящего потока промывочной жидкости в очистную систему. Глубину его спуска выберем 70 м.

Кондуктор предназначен для крепления неустойчивых стенок верхней части разреза скважины, предотвращения поглощений бурового раствора, перекрытия пресных водоносных горизонтов от загрязнения. Башмак кондуктора устанавливается в плотных, непроницаемых породах. Глубина спуска кондуктора уточняется из условий предотвращения разрыва горных пород у башмака при герметизации устья скважины в случае нефтегазопроявлений. Глубина спуска кондуктора определяется по формуле

где Ру – устьевое давление;

     

   - дополнительно давление на устье, =1,9 МПа;

kз – коэффициент запаса, =1,2;

αгрп – эквивалент градиента давления гидроразрыва;

Примем глубину спуска кондуктора 540 м.

 

 

Эксплуатационная колонна предназначена для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность. Главная ее функция – создание надежного долговечного канала связи продуктивного горизонта с земной поверхностью.

 Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется по формуле

 Н=Ау+Нп+hст+Нз=129+1620+10+10=1769 м. 

    где  Ау - альтитуда устья скважины, м;

          Нп - гипсометрическая отметка подошвы продуктивного пласта, м;

          hст – высота цементного стакана в обсадной колонне, м;

          Нз - длина зумпфа, м.

Выберем глубину спуска эксплуатационной колонны по вертикали 1730 м.

 

3.1.2 Расчет диаметров обсадных колонн и долот

 

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

В нефтяных скважинах диаметр эксплуатационной колонны выбирают исходя из ожидаемых дебитов жидкости (нефть+вода) на различных стадиях эксплуатации, габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в эксплуатационную колонну для обеспечения заданных дебитов жидкости, и глубины скважины.

1. Эксплуатационная  колонна

   *Диаметр эксплуатационной колонны выбирается ориентировочно по величине ожидаемого дебита нефти или газа. В данном случае диаметр эксплуатационной колонны составляет 168 мм. Из соответствующей таблицы выбираем диаметр муфты – 187,7 мм.

    *Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

Dд(эк) = Dм(эк) + 2δ, где Dд - диаметр муфт;

                               2δ- величина минимальной разности диаметров обсадной колонны и ствола   скважины

Dд(эк) = 187,7 + 25 = 212,7 мм

Выбираем по ГОСТу большее значение Dд(эк)= 215,9 мм.

 

2. Кондуктор

  *Внутренний диаметр кондуктора:

Dвн(к) = Dд(эк) + 2Δ, где Dд(эк)- диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну, мм;

                                            2Δ - зазор между внутренней поверхностью колонны и долотом для последующего бурения (5-10мм).

Dвн(к) = 215,9 +10 = 225,9 мм, по ГОСТу уточняем значение Dвн(к)=224,5 мм

    *Наружный диаметр кондуктора:

Dн(к) = Dвн(к) + 2t,  где t - толщина стенки обсадной колонны=10 мм.

Dн(к) = 225,9 + 2·10 =245,9 мм,

По ГОСТу выбираем обсадную колонну с условным диаметром 245 мм.

    *Диаметр  долота для бурения под кондуктор:

Dд(к) = Dм(к) + 2δ, где Dм(к)-диаметр муфты кондуктора. Определяем по таблице Dм(к)=269,9 мм

Dд(к) = 269,9+25 = 294,9 мм

На основании таблицы стандартных долот принимаем диаметр долота 295,3 мм.

 

3. Направление-2

   *Внутренний диаметр второго направления:

Dвн(н2) = Dд(к) + 2Δ, где Dд(к)- диаметр долота для бурения под кондуктор, мм;

                                            2Δ - зазор между внутренней поверхностью колонны и долотом для последующего бурения (5-10мм).

Dвн(н2) = 295,3 +10 = 305,3 мм, по ГОСТу уточняем значение Dвн(н2)=306,9 мм

   *Наружный диаметр второго направления:

Dн(н2) = Dвн(н2) + 2t,  где t - толщина стенки обсадной колонны=8,5 мм.

Dн(н2) = 306,9 + 2·8,5 =323,9 мм,

По ГОСТу выбираем обсадную колонну с условным диаметром 324 мм.

    *Диаметр  долота для бурения под второе направление:

Dд(н2) = Dм(н2) + 2δ, где Dм(н2)-диаметр муфты направления. Определяем по таблице Dм(н2)=351 мм

Dд(н2) = 351+35 = 386 мм

На основании таблицы стандартных долот принимаем диаметр долота 393,7 мм.

 

4. Направление-1

   *Внутренний диаметр первого направления:

Dвн(н1) = Dд(н2) + 2Δ, где Dд(н2)- диаметр долота для бурения под второе направление, мм;

                                            2Δ - зазор между внутренней поверхностью колонны и долотом для последующего бурения (5-10мм).

Dвн(н1) = 393,7 +10 = 403,7 мм, по ГОСТу уточняем значение Dвн(н1)=404 мм

 

   *Наружный диаметр первого направления:

Dн(н1) = Dвн(н1) + 2t,  где t - толщина стенки обсадной колонны=11 мм.

Dн(н2) = 404 + 2·11 =426 мм,

По ГОСТу выбираем обсадную колонну с условным диаметром 426мм.

    *Диаметр  долота для бурения под первое направление:

Dд(н1) = Dм(н1) + 2δ, где Dм(н1)-диаметр муфты направления. Определяем по таблице Dм(н1)=451 мм. Dд(н1) = 451+40 = 491 мм

На основании таблицы стандартных долот принимаем диаметр долота 490 мм.

Все полученные данные о конструкции скважины сводим в одну таблицу и строим схему конструкции скважины (см. приложение 2).

Таблица 11. Конструкция скважины № 113 Ножовского месторождения

обсадная колонна	Dок, мм	Dд, мм	глубина спуска колонны, м	высота подъема цемента за колонной, м
шахтовое направление	426	490	10	до устья
направление	324	393,7	70	до устья
кондуктор	245	295,3	540	до устья
эксплуатационная колонна	168	215,9	1731	до устья

 

 

3.1.3 Расчет профиля ствола скважины

Выберем трехинтервальный профиль ствола с вертикальным участком, участком набора угла и участок стабилизации.

Исходные данные:

    Глубина  скважины по вертикали H – 1731 м.

    Проложение скважины A – 630 м.

    Глубина  вертикального участка hB – 150 м.

    Интенсивность  набора угла i – 0,3о/10м.

* Радиус кривизны .

* Рассчитаем максимальный угол отклонения ствола скважины.

* Рассчитаем участок набора угла.

Вертикальная проекция равна

Горизонтальная проекция равна

Длина участка определится как

* Рассчитаем участок стабилизации.

Вертикальная проекция равна

Длина участка

Горизонтальная проекция равна

Итог расчетов профиля сведем в таблицу 12 и построим проекцию ствола скважины (см. приложение 3).

Таблица 12. Профиль ствола скважины

№	участок ствола	длина по стволу, м	проекции, м		угол в о		интенсивность набора угла о/10 м
			по вертикали	по горизонтали	в начале участка	в конце участка
1	вертикальный	150	150	0	0	0	0
2	набор угла	1000	955	265	0	30	0,3
3	стабилизация	723	626	361	30	30	0
сумма		1873	1731	626

 

3.1.4 Расчет эксплуатационной колонны на наружное избыточное давление

I На начало эксплуатации

1) для устья скважины z=0

где плотность жидкости, насыщающей поры цементного камня, =1100 кг/м3;

плотность флюида в скважине, = 917 кг/м3.

 

 

рис. 1 Эксплуатационная колонна на начало эксплуатации

 

2) у башмака предыдущей колонны z=541 м.

3) на забое скважины z=1731 м.

 

II На конец эксплуатации

1. для устья скважины z=0

где плотность жидкости, насыщающей поры цементного камня, =1100кг/м3;

                  плотность флюида в скважине, =917 кг/м3.

 

 

 

 

рис. 2 Эксплуатационная колонна на конец эксплуатации

 

2. у башмака предыдущей колонны z=541 м.

3. на глубине уровня жидкости z=2/3 H=1153 м.

4. на забое z=H=1731 м.

5. на 50 м выше продуктивного пласта z=1560 м.

6. на 50 м ниже продуктивного пласта z=1690 м.

Для зоны эксплуатационного объекта примем коэффициент запаса прочности 1,15, для остальной части обсадной колонны – 1. Получим давление смятия Выберем трубы ОТТГ-168-8,9 Д, для которых критическое давление смятия 26,9 МПа.

По рассчитанным значениям строим эпюру наружных избыточных давлений (см. приложение 4).

 

3.1.5 Расчет эксплуатационной колонны на внутреннее избыточное давление  на момент опрессовки в один прием без пакера

 

В качестве опрессовочной жидкости используется техническая вода .

Внутреннее избыточное давление в общем случае определится как разность внутреннего и наружного давлений на данной глубине в определенный момент времени.

1. на устье скважины z=0.

 В зависимости от диаметра  эксплуатационной колонны по  таблице определяем 

2. у башмака предыдущей колонны z=541 м.

 

3. на забое скважины z=H=1731 м.

Проверим, выполняется ли условие прочности колонны:

 где  - давление, при котором достигается предел текучести материала труб. Для выбранных труб равно 35,1 МПа.