.

Проект кріплення і закінчування свердловини глибиною 3000 м, що проводиться з метою розвідки газових покладів на Матвеєвській площі Хрестищенського УБ

Язык: украинский
Формат: курсова
Тип документа: Word Doc
6 2962
Скачать документ

Курсова робота

Проект кріплення і закінчування свердловини глибиною 3000 м, що
проводиться з метою розвідки газових покладів на Матвеєвській площі
Хрестищенського УБР

Зміст

Вступ

Геологічні відомості, умови буріння та експлуатації свердловини

Характеристика нафтоносних, газоносних, водоносних горизонтів

Характеристика пластових тисків і температур

Геолого-технічні умови буріння свердловини

Методи розкриття продуктивних горизонтів

Визначення кількості обсадних колон і глибини їх спуску

Вибір видів обсадних колон

Проектування діаметрів обсадних колон та діаметрів доліт для буріння під
них

Бурові розчини

Розрахунок надлишкових тисків

Розрахунок міцнісних характеристик підбір труб для експлуатаційної
колони

Вибір способу цементування

Вибір тампонажних матеріалів

Розрахунок цементування експлуатаційної колони

Розрахунок цементування нижньої ступені експлуатаційної колони

Підготовчо-заключні роботи

Випробування та освоєння продуктивних горизонтів

Охорона праці, надр та довкілля висновок

Список використаної літератури Вступ

Важливу роль в процесі проводки свердловини відіграє правильний вибір
конструкції свердловини, яка б забезпечувала: створення довговічного і
герметичного каналу, стійкість стінок свердловини протягом всього
періоду експлуатації, попередження перетоків пластових флюїдів з одного
пласта в інший, а також дозволила проводити ремонти в свердловині.

Не менш важливу роль відіграє вибір промивальної рідини при розкритті
продуктивного горизонту. До промивальних рідин ставлять наступні вимоги:
фільтрат промивальної рідини не повинен сприяти набуханню глинистих
частинок; склад фільтрату повинен бути таким, щоб при взаємодії з
пластовими водами не утворював нерозчинні осади; гранулометричний склад
твердої фази промивальної рідини повинен відповідати структурі порового
простору пласта; поверхневий натяг на границі фільтрат-нафта повинен
бути мінімальним; підтримувати диференційний тиск близько нуля; ступінь
мінералізації фільтрату і пластової вводи повинні бути близькими.

В зв’язку з вищесказаним, розробляється проект кріплення і закінчування
свердловини глибиною 3000 м, що проводиться з метою розвідки газових
покладів на Матвеєвській площі Хрестищенського УБР. Стан місцевості
незаболочений. Середньорічна температура +6 °С. Максимальна глибина
промерзання ґрунту 0,8 м. Середньорічна кількість опадів 800 мм.

2 Проектування конструкції свердловини

2.1 Визначення кількості обсадних колон і глибини їх спуску

Проектування конструкції свердловини означає визначення кількості
обсадних колон, інтервали їх спуску, визначення діаметрів обсадних
колон, діаметрів колін для буріння під кожну з них та інтервали
цементування обсадних колон.

Для вибору кількості та інтервалів спуску обсадних колон необхідно
встановити зони сумісних умов буріння. Для виділення вказаних зон
будуємо суміщений графік тисків. Для цього необхідно мати коефіцієнти
аномальності і тиску поглинання. Щоб визначити ці коефіцієнти нам
потрібно мати пластові тиски та тиски гідро розриву порід по розрізу
свердловини.

Таблиця 2.1 – Пластові та тиски гідророзриву порід по розрізу
свердловини

Глибина заляг. пласта, м. 350 940 1070 1250 1450 1600 1900 2000 2230
2520 2800 2900 3150 3220

РПЛ, МПа 3,5 903 10,0 13,5 14,5 16,0 19,0 21,0 23,1 16,5 19,4 30,5 33,1
37,9

РГРП, МПа 6,3 16,7 18,2 21,6 26,1 28,8 32,5 36,0 28,4 45,4 47,6 52,2
55,9 61,1

Розраховуємо значення коефіцієнтів Ка та та Ктоп за такими формулами:

(2.1)

, (2.2)

де РПЛ – властовий тиск на заданій глибині, МПа,

РГРП – тиск гідророзриву порід наа заданій глибині, МПа,

– густина води, кг/м3,

– сила земного тяжіння м/с2,

Н – глибина пласта по підошві, м.

Для глибини 350 м, коефіцієнти Ка та КГРП будуть визначатись так:

;

;

для решти глибин, розрахунок проводимо аналогічно і розраховані значення
коефіцієнтів приводимо в таблиці 2.2

Таблиця 2.2 – Розраховані значення коефіцієнтів Ка та КГРП

Глибина заляг. пласта, м. 350 940 1070 1250 1450 1600 1900 2000 2230
2520 2800 2900 3150 3220

Ка, МПа 1,01 1,0 0,95 1,01 1,01 1,01 1,01 1,07 1,04 7,07 1,07 1,07 1,07
1,16

КГРП, МПа 1,83 1,81 1,73 1,84 1,83 1,83 1,74 1,83 1,73 1,83 1,73 1,83
1,8 1,93

За результатами розрахунків будуємо суміщений графік тисків
(рисунок 2.2.1).

.

Аналогічно проводимо розрахунки для інших інтервалів.

2.2 Вибір видів обсадних колон

Виходячи з суміщеного графіка, кількість обсадних колон встановлюємо,
виходячи з можливих ускладнень:

кондуктор встановлюємо на глибину 0-200 м, для перекриття горизонтів з
поверхневими пластовими водами. Цементуємо до устя.

Проміжну колону спускаємо на глибину 0-2800 м відокремлюючи зони
ускладнень.

Експлуатаційну колону спускаємо з метою освоєння продуктивного
горизонту, який залягає на глибині 2750–3960 м.

Обсадні труби для колони вибираємо вітчизняного виробництва з трикутним
профілем різьби.

2.3 Обґрунтування інтервалів цементування обсадних колон

Згідно “Єдиних технічних правил ведення робіт при будівництві
свердловини” проектуємо: для забезпечення герметичності, а також щоб не
було ніяких ускладнень при експлуатації, всі обсадні колони цементуються
від башмака до устя.

2.4 Проектування діаметрів обсадних колон та діаметрів доліт для буріння
під них

Діаметр експлуатаційної колони встановлює замовник: Dек=127 мм. Для
даного діаметру обсадної колони діаметр муфти Dм=146 мм.

Проектуємо діаметр долота для буріння під експлуатаційну колону

(2.3)

– діаметр долота, м;

– діаметр муфти, м;

мм.

м

м.

Проектуємо внутрішній діаметр проміжної колони

– внутрішній діаметр проміжної колони, м;

мм)

м

Зовнішній діаметр проміжної колони

м.

м.

Проектуємо діаметр долота для буріння під проміжну колону:

; (2.5)

– діаметр долота, м;

)

м,

)

м.

Проектуємо внутрішній діаметр кондуктора:

(2.6)

– внутрішній діаметр кондуктора, м.

м

Зовнішній діаметр кондуктора:

(2.7)

– зовнішній діаметр кондуктора, м.

м.

м.

Розраховуємо діаметр долота для буріння під кондуктор:

(2.8)

м.

Отже використаємо долото 0,4445 м.

Зовнішній діаметр направлення:

м.

м.

Для буріння під направлення використаємо комбінацію долота та
розширювана

0,2953+РШ-550

Таблиця 2.4.1 – Дані про конструкцію свердловини

Назва колони Діаметр колони, м Діаметр долота, м Глибина вста-новлення,
м Інтервал кріплення

Направлення 0,508 РШ-550 10 0-10

Кондуктор 0,324 0,4445 200 0-200

Проміжна 0,219 0,2953 2800 0-2800

Експлуатаційна 0,127 0,1905 3890 0-3960

Перевірочний розрахунок діаметру експлуатаційної колони.

(2.9)

– мінімальний внутрішній діаметр експлуатаційної колони із умови
забезпечення мінімальних гідравлічних втрат при русі газу чи
газоконденсату.

– максимальна внутрішній діаметр експлуатаційної колони умови
забезпечення виносу потоком газу частинок води та піску.

Вихідні умови:

;

(2.10)

;

Zв – коефіцієнт стисливості газу;

Рв – вибійний тиск, МПа;

Тв – вибійна температура, К;

Р0 – атмосферний тиск, МПа;

Т0 – температура в нормальних умовах, К;

Wкр – критична швидкість потоку, м/с

(2.11)

–діаметр частинки , що виноситься, м;

;

;

– аеродинамічний коефіцієнт ковзання.

; (2.12)

,

(2.13)

,

;

м;

;

(2.14)

де ? – коефіцієнт тертя газу.

У відповідності з [2] за допомогою лінійної інтерполяції знаходимо
?=0,018.

Тср – середня температура, К;

Ру – тиск на усті свердловини, МПа.

(2.15)

(2.16)

МПа;

Отже:

м

0,046 37 – отже труби можуть бути встановлені на цій глибині.

, для яких Ркр = 35,2 МПа згідно [4]. Такий тиск має місце на глибині
3380 м.

;

.

Робимо коректування Рзн для третьої секції; виходячи з умови
двохосьового навантаження

можуть бути встановлені з глибини, де Рзн складає 33,6 МПа. Це є
глибина 3180 м. Виходячи з цього коректуємо довжину другої секції

м

кН

кН

Перевіряємо труби другої секції на міцність від дії надлишкового тиску
та сили ваги колони

(2.79)

, для яких Ркр = 26,4 МПа

На епюрі Рзн = 26,4 МПа відповідає глибина 2520 м. Отже,

l3 = 3180 – 2520 = 660 м.

;

.

Перевіряємо труби четвертої секції на двохосьове навантаження

Коректуємо довжину третьої секції

м

кН;

;

Перевіряємо труби третьої секції на міцність колони:

Умови міцності виконуються.

Для того, щоб встановити верхній кінець труб четвертої секції підберемо
труби для п’ятої.

, для яких Ркр = 22,3 МПа

По епюрі Рзн = 22,3 МПа відповідає глибині 2120 м.

L4 = 2220 – 2120 = 100 м.

;

.

Коректуємо довжину четвертої секції

м

кН;

Отже, умова міцності від дії надлишкового тиску не виконується.

Знаходимо довжину четвертої секції з умови розтягу

м

=1370 м. Інтервал 2220 – 850 м.

;

Довжину п’ятої секції знайдемо з умови розтягу:

Всі проведені розрахунки звводимо в таблиці. Аналогічно проводимо
розрахунки під проміжну колону і кондуктор. Отримані результати зводимо
в таблицю.

Експлуатаційна колона d=140 мм

К 10,5 3960 3560 400 154,35 154,35 1,1 1,15

Д 10,5 3560 3180 380 130,34 284,69 1,0 1,15

Д 9,2 3180 2220 960 289,92 574,51 1,0 1,15

Д 7,7 2220 850 1370 353,46 928,07 1,0 1,15

Е 9,2 850 0 850 256,7 1184,77 1,0 1,15

Проміжна колона d = 245 мм

Е 11,1 2800 2700 100 65,7 65,7 1,0 1,15

Л 10,0 2700 1500 1200 718,2 783,9 1,0 1,15

Д 10,0 1500 300 900 538,2 1322,7 1,0 1,15

Д 10,0 600 100 500 300 1622,1 1,0 1,15

Д 11,1 100 0 100 65,7 1687,8 1,0 1,15

Кондуктор d = 324 мм

1 Д 12,4 200 0 200 190,5 190,4 – –

2.10 Цементування експлуатаційної колони.

Вихідні дані:

Глибина свердловини, Н=3960 м

Висота підйому цементу, hцр = 3960 м

Глибина спуску проміжної колони, L0 = 2800 м

Внутрішній діаметр проміжної колони, db1 = 0,225м

Висота цементного стакана, he = 20 м

Діаметр долота, Дц = 0,1905 м

Коефіцієнт кавернозності, КL = 1.1

Тиск гідро розриву пласта, Рпр.п = 45,3 МПа

Для цементування експлуатаційної колони вибираємо прямий спосіб заливки
і оцінюємо можливість цементування колони в один прийом. Оскільки в
розрізі свердловини н задано поглинаючого горизонту, то в розрахунках
будемо брати тиск гідророзриву порід на висоті.

Визначаємо густину цементного розчину з двох умов:

(2.18)

– мінімальна густина цементного розчину з умови забезпечення якісного
заміщення бурового розчину та цементний.

(2.82)

– максимальна допустима густина з умови недопущення гідророзрису
пласта найменш міцного в розрізі

(2.83)

де Воср – усереднений коефіцієнт гідравлічних витрат в кільцевому
просторі;

Нn – глибина залягання найменш міцного пласта;

м

(2.84)

де В01, В02 – коефіцієнт гідравлічних витрат відповідно в не обсадженій
і обсадженій частині свердловини. Це величини залежать від режиму руху
рідин і визначаються:

(2.85)

де ? – коефіцієнт гідравлічних витрат;

;

– швидкість руху в не обсадженій частині,

– зовнішній діаметр експлуатаційної колони;

Визначаємо швидкість руху цементного розчину в кільцевому просторі

(2.86)

;

визначимо мінімальну допустиму швидкість, яка буде забезпечувати
турбулентний режим руху.

(2.89)

;

;

(2.91)

;

;

;

. Визначимо місце встановлення цементувальної муфти з умови, що тиск
на цементувальній головці в місці цементування можної ступені будуть
однаковими.

Висота встановлення визначається з наступного виразу:

(2.92)

де А0 – узагальнений коефіцієнт гідравлічних витрат при проектування
розчину в середині обсадних труб.

(2.94)

;

м;

;

м

приймаємо hn = 1760 м

Розрахунок цементування нижньої ступені експлуатаційної колони.

Розрахунок потрібної кількості тампонажних матеріалів

Визначаємо потрібну масу сухого цементного порошку:

(2.97)

де ? – коефіцієнт втрат при ВРР

т

Визначаємо необхідну кількість води

т (18,74 м3)

Визначаємо необхідний об’єм продавлю вальної рідини:

(2.99)

м3

Закачування всього цементного розчину та частини продавлю вальної рідини
будемо проводити при турбулентному режимі руху рідин. З моменту виходу
цементного розчину через башмак колони переходимо на структурний режим
руху, який буде до кінця продавки. На початку замочування цементного
розчину на турбулентному режимі буде мати місце максимальний тиск, який
визначається з наступного виразу:

(2.100)

;

(2.101)

де – Р? – втрати тиску, які необхідні для подолання опору від різниці
густин рідин в середині експлуатаційної колони і за нею;

Ргс – втрати при структурному режимі руху

(2.102)

де Аопр – узагальнений коефіцієнт гідравлічних витрат в трубах при
переміщенні продавлювальної рідини в структурному режимі

(2.103)

де ? коефіцієнт, який залежить від критерію Сен-Венана

(2.104)

де Wc – швидкість руху рідини всередині труд при структурному режимі
руху. Візьмемо Wк.п = 0,3 м/с

(2.105)

За графіком ? =0,3

Максимальний тиск буде мати місце в кінці цементування.

Підбираємо тип ЦА і тип насосу.

Вибираємо ЦА-320М з насосом 9Т. для нашого випадку вибираємо діаметр
втулок 115 мм.

розраховуємо режими закачування цементного розчину.

Для того, щоб виконати цей розрахунок необхідно порівняти Ртт з тиском,
який розвиває ЦА на різних передачах з діаметром втулки 115 мм:

Якщо Ртт РЦА(min), то цементний розчин буде закачуватися на різних
передачах.

тому що РГТ

Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter

Похожие документы
Обсуждение

Ответить

Заказать реферат!
UkrReferat.com. Всі права захищені. 2000-2020