Диплом - Проектирование строительства эксплуатационной скважины №11 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края - файл n1.

Диплом - Проектирование строительства эксплуатационной скважины №11 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края
скачать (216.3 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.1650kb.28.05.2009 13:13скачать

n1.

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   14

2.2.1.Расчет и обоснование конечного, промежуточного и начального диаметров бурения.

Строительство скважины состоит из двух последовательно идущих процессов: бурения скважины и ее крепления. Бурение – это разрушение пород и создание ствола скважины. Цель крепления ствола скважины – во-первых, закрепить ее стенки, сделать их устойчивыми против усилий, создаваемых боковым давлением пород, и, во-вторых, изолировать друг от друга разнородные пласты.

Основным элементом при сооружении скважины является ее технический разрез, т.е. конструкция скважины, которая определяется диаметром, глубиной спуска и числом обсадных колонн, толщиной стенок труб, диаметром самой скважины на разных ее глубинах, высотой подъема цемента за трубами.

Для доведения обсадных колонн до намеченных глубин необходимо определить диаметр ствола скважины. Для этого пользуемся данными практики бурения – величинами зазоров просвета и коэффициентов просвета скважины[3].

Величина зазора или просвета скважины определяется по формуле[4]:

Dскв – Dм

β = –––––––––– (2.2.1)

2
где, β – величина зазора или просвета, мм;

Dскв – диаметр скважины, мм;

Dм – наружный диаметр муфты, мм.
Рекомендуемые значения величин зазоров изменяются в пределах от 15 до 50 мм и зависят от жесткости колонны, степени искривления ствола скважины (таблица 2.1).

Таблица 2.1.

Значения величин зазоров

Диаметр обсадных труб, мм

Зазор между стенками скважины и

Диаметром муфт этих труб не более, мм

140

245

324

20

30

45


Если величину зазора скважины отнести к диаметру скважины, т.е.[4]:
β Dскв – Dм

η = –––– = ––––––––– , (2.2.2)

Dскв 2Dскв




то получим значение коэффициента просвета скважины. Из формулы (2.2) можно получить значение диаметра скважины, выраженное через коэффициент просвета и диаметр муфты[4]:

1

Dскв = –––––– Dм (2.2.3)

1 – 2η
Если величину 1/(1–2η) обозначить через ƒ, то получим[4]:
Dскв = ƒDм (2.2.4)
Из формулы видно, что диаметр скважины можно определить умножением диаметра муфты обсадной колонны, подлежащей спуску в скважину, на расчетный коэффициент ƒ (таблица 2.2).

Таблица 2.2

Диаметры колонны и муфты и значения коэффициентов



Обсадная колонна


Диаметр

колонны,

мм

Диаметр

муфты,

мм

Значение

коэффициента

ƒ

Кондуктор

Промежуточная колонна

Эксплуатационная колонна

324

245

140

351

264

160

1,14

1,17

1,18-1,35


На основании данных таблицы 2.2 находим, что максимальным диаметром долота под 140-мм колонну будет:
Dmin = 1,19 x 160 = 190,5 мм
Чтобы пропустить долото диаметром 190,5 мм через промежуточную колонну обсадных труб, минимальный диаметр последней должен быть:
Dкол = 190,5 + 6 = 200,5 мм
Для промежуточной колонны, исходя из технологических соображений, выбираем трубы диаметром 245 мм и пробурим ствол скважины под данную колонну долотом согласно формуле (2.2.4):
Dскв = 1,17 x 264 = 308,8 мм
Из стандартных типоразмеров выбираем долото диаметром 295,3 мм.

Чтобы долото диаметром 293,7 мм пропустить через колонну труб, кондуктор должен иметь диаметр 324 мм. Далее определяем диаметр долота под ствол скважины для спуска кондуктора:
Dскв = 1,14 x 351 = 400 мм
Для бурения скважины под кондуктор выбираем долото диаметром 393,7 мм[5].

Таким образом, предусматривается следующая конструкция скважины №11 Северо-Прибрежной:


2.2.2.Выбор промывочного агента для бурения скважины
Ствол скважины длительное время находится в необсаженном состоянии при значительном всестороннем давлении, что является причиной обвалов и осыпей, вызывающих посадки, затяжки, прихваты бурильного инструмента, недоходы обсадных колонн до проектных глубин. Проходка ствола скважины в неустойчивых породах также осложняет процесс бурения, так как такие породы способствуют обвалам и вследствие этого прихватам бурильного инструмента. Кроме этого, в некоторых районах, подверженных карстообразованию, ствол скважины иногда попадает в огромные каверны[6].

Идеальный буровой раствор, приме­няемый при бурении скважин, должен отвечать следующим тре­бованиям:

Для устранения осложнений скважину бурят с применением высококачественной промывочной жидкости. Непрерывная циркуляция промывочной жидкости в стволе скважины обеспечивает не только очистку забоя от выбуренной породы, но и охлаждение и смазку долота.

Глинистые растворы, применяемые в качестве промывочной жидкости, глинизируют стенки скважины и удерживают во взвешенном состоянии выбуренные частицы породы в покоящейся жидкости, т.е. в период прекращения циркуляции. Они являются одним из наиболее распространенных видов промывочных жидкостей, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин. Обработанные химическими реагентами они образуют устойчивую суспензионно-коллоидную дисперсную систему с небольшой водоотдачей и необходимыми структурно-механическими качествами. При нормальных условиях бурения нетрудно регулировать их параметры[9].

Глинистый раствор – это смесь мелких частиц глины с водой, приготовленная так, что частицы глины находятся во взвешенном состоянии.

Глинистый раствор приготовляется непосредственно на буровой при помощи глиномешалок[8].

Для выбора бурового раствора воспользуемся информацией о горных породах, их проницаемости, пластовых давлениях и номинальных диаметрах скважины представленных в таблицах 1.1 и 2.2. В соответствии с геолого- техническими условиями определяем компонентный состав бурового раствора, одинаковый для всех интервалов: ингибированный полимер-глинистый раствор, в состав которого входят бентонитовый глинопорошок, вода, утяжелитель (барит), ССБ, ФХЛС, нефть, графит, хроматы, эмульгаторы, пеногаситель, КМЦ.

Технологические параметры бурового раствора приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Технологические параметры бурового раствора

Интервал

Параметры раствора

Реолог. св-ва

Содержание


от, м


до, м

плот-

ность,

кг/м³

услов.

вяз-ть

с

водо-

отдача

см³/30´

пласт.

вяз-ть

мПа*с

динам

напряж

сдв,дПа

колоид

фазы

песка

твердой фазы

всего

об. %

вес,%

0

1020

2010

2232

2312

2391

2489

2581

2697

2803

2907



1020

2010

2232

3212

3291

2489

2581

2697

2803

2907

3076

1150

1180

1260

1360

1460

1560

1640

1720

1860

1980

2130

35-45

35-45

35-45

35-45

40-50

40-50

40-50

40-50

40-50

40-60

40-60

4-5

3-3,5

3-3,5

3-3,5

3-3,5

3-3,5

3-3,5

3-3,5

3-3,5

3-3,5

3-3,5

20

30

30

30

40

45

45

45

50

50

50

70

70

70

70

85

90

90

100

120

140

150

3,0

3,0

3,0

3,0

2,9

2,7

2,6

2,5

2,3

2,2

2,0

2

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

9,4

11,3

16,3

22,5

28,8

35,0

40,0

45,0

53,8

61,3

70,6

21,2

24,8

33,5

43,0

51,2

58,3

63,4

68,0

75,1

80,4

86,2


1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   14


Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации