Заканчивание скважин на примере ООО "Лукойл-Бурение"
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
скаВсегоГлинистый0501,16-1,1845-60<920-3035-402,06-739-108-90,20,2-0,318-20Глинистый507381,16-1,1840-60<915-2535-402,06-728-98-90,20,2-0,317-20Глинистый73811091,07-1,1018-22<81-34-91,52-314-77-82-3<0,110-15Глинитый110923401,10-1,1422-25<63-55-10<1,52-3<13-57-82-3<0,112-15Малоглинистый234025751,08-1,1020-25<53-55-150,5<2<1<37-9-Как можно ниже8-9
2. ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ И КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
Так как продуктивный пласт сложен песчаниками коллектор поровый, слабосцементированный, то во избежание попадания песка в скважину принимаем забой закрытого типа, эксплуатационная колонна спущена до подошвы продуктивного пласта, затем проведена перфорация. Данный способ является технологически простым и, что немаловажно, дешевым.
Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по графику не совмещенности давлений, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины.
(1)
где РПЛ - пластовое давление;
РПЛ = gradРПЛZ; (2)
В-плотность воды;
Нi- текущая глубина скважины.
Коэффициент поглощения Кп рассчитывается по формуле Итона:
(3)
где - коэффициент Пуассона;
Кг-индекс геостатического давления.
Кг рассчитывается по формулам (1) и (2).
Результаты расчетов приведены в табл. 7.
Таблица №7
Индекс стратиграфического подразделенияИнтервал, мРПЛ, МПаРПОГЛ, МПаКаКпОтДоОтДоОтДоОтДоОтДоОтДоQ + N01000101,741,021,020,450,451,771,77P3trt10018011,81,743,131,021,020,450,451,771,77P3nm1802501,82,53,134,341,021,020,450,451,771,77P3atl2502962,52,964,345,051,021,020,440,441,741,74P2-3tv2964302,964,35,057,221,021,020,430,431,711,71P2llv4306704,36,77,2211,551,021,020,420,421,761,76P1tl6707506,77,511,5512,351,021,020,370,371,681,68K2gn7508757,58,7512,3514,171,021,020,360,361,651,65K2br87510208,7510,214,1716,251,021,020,340,341,621,62K2kz1020105010,210,516,2516,711,021,020,330,331,621,62K1-2pkr1050185010,518,516,7130,351,021,020,330,331,671,67K1alm1850195018,519,530,3530,371,021,020,30,31,591,59K1vrt1950234019,523,430,3736,451,021,020,30,31,591,59K1mg2340257023,425,736,4540,031,021,020,30,31,591,59
По результатам расчетов строится совмещенный график безразмерных давлений.
Рис 1. График безразмерных давлений.
Как видно из рис. 1. интервалов, несовместимых по условиям бурения в разрезе скважины нет.
Построим график распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Для построения воспользуемся значениями РПОГЛ из
(4)
где Н плотность пластовой нефти, Н=790 кг/м3;
РПЛ пластовое давление, РПЛ=25 МПа.
Подставим значения z в выражение (4), и получим две точки для построения графика:
- z=2535 м:
;
- z=0 м:
.
То есть при заполнении скважины пластовым флюидом она будет до определенного уровня заполнена нефтью, найдем этот уровень подставив значение РНАС в выражение (4) получим:
(от забоя) (5)
Скважина до глубины LН=823,8 м заполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по формуле:
(6)
где РПЛ - пластовое давление, в данном случае РПЛ = РНАС=11,6 МПа;
s - эмпирический коэффициент.
Коэффициент s рассчитывается по формуле:
(7)
где - относительная плотность попутного газа по воздуху, ;
L глубина скважины, в данном случае L=LН=823,8 м;
z расчетная глубина, при пересчете на устье z=0 м.
Рис.2. График распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом.
Согласно рис. 2 достаточно двух обсадных колонн, такая конструкция обеспечит достаточную надежность и минимальную стоимость скважины.
Верхние неустойчивые отложения перекроем путем спуска кондуктора до глубины 750 м . При данной глубине спуска, обеспечивается экологическая безопасность на случай нефтегазопроявлениия с 5 % запасом по давлению (kКОНД).
.
Далее ствол обсаживается эксплуатационной колонной до глубины 2575 м (на 5 м ниже подошвы Мегионской свиты).
Как правило, заказчик (ТПП Когалымнефтегаз) требует обсаживать скважину эксплуатационной колонной с наружным диаметром 146 мм. Исходя из этого условия, рассчитаем диаметры долот для бурения скважины, а также диаметр кондуктора.
Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:
(8)
где -диаметр муфт эксплуатационной колонны, =166 мм;
-зазор между муфтой и стенкой скважины =5-40 мм.
Определим внутренний диаметр промежуточной колонны (кондуктора)по формуле:
(9)
где -зазор между долотом и стенкой кондуктора, =3-5 мм.
.
То есть, для крепления верхних неустойчивых отложений (кондуктора) допускается применение труб диаметром 244,5 мм и толщиной стенки 8,9-10 мм.
Диаметр долота для бурения под кондуктор рассчитывается по формуле аналогичной формуле (4)
Определим глубину спуска кондуктора по стволу (длину кондуктора):
(10)
где l1, l2, h1, h2 длины по стволу и глубины по вертикали соответствующих участков профиля; =16,84 -максимальный зенитный угол (на участке стабилизации)
l1=90; l2=147;h1=90;h2=144,7;
hконд- глубина спуска кондуктора по вертикали, hк?/p>