Выбор профиля скважины производится на основе анализа фактических данных об искривлении пробуренных ранее скважин, геологических данных разреза и целевого назначения скважины. Данная скважина бурится в породах средней степени твердости, на глубину 3000 м.

Обоснование и расчет конструкции скважины

Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:

1) обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;

2) задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего безводную длительную добычу;

3) изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;

4) защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.

Строится график совмещенных давлений на основе которого выбирается плотность бурового раствора и конструкцию скважины. График совмещенных давлений строится по трем элементам: коэффициент аномальности пластового давления, индекс давления поглощения и относительная плотность промывочной жидкости.

Коэффициент аномальности пластового давления (ka) - отношение пластового давления к статическому давлению столба жидкости пресной воды высотой от рассматриваемого сечения до устья скважин.

Индекс давления поглощения (kп) - отношение давления при котором возникает поглощение промывочной жидкости в пласт к статическому давлению столба пресной воды высотой от рассматриваемого сечения до устья скважины.

Относительная плотность промывочной жидкости (?0) - отношение плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды.

Коэффициент аномальности пластового давления

(1)

где Рпл - пластовое давление, h - глубина от устья до рассматриваемого сечения.

Индекс давления поглощения

(2)

где Рп - давление поглощение,

(3)

(4)

где kр = 1,05 - коэффициент резерва

По приведенным формулам рассчитывается ?0,ka, kп.

1) Находится коэффициент аномальности при пластовом давлении:

при Рпл = 24,1 МПа, глубина Н = 2405 м kа = 1

при Рпл = 24,4 МПа, глубина Н = 2440 м kа =1

при Рпл = 28,2 МПа, глубина Н = 2820 м kа =1

при Рпл = 28,5 МПа, глубина Н = 2865 м kа =0,99

при Рпл = 30,2 МПа, глубина Н = 3000 м kа =1

2) Находится коэффициент поглощения при давлении гидроразрыва:

при Ргр = 31,33 МПа, глубина Н = 2405 м kп = 1,3

при Ргр = 31,72 МПа, глубина Н = 2440 м kп =1,3

при Ргр = 36,66 МПа, глубина Н = 2820 м kп =1,3

при Ргр = 37,05 МПа, глубина Н = 2865 м kп =1,29

при Ргр = 39,26 МПа, глубина Н = 3000 м kп =1,3

3) Находится относительную плотность

при kа =1, глубина Н = 2405 м ?0 = 1,05

при kа =1, глубина Н = 2440 м ?0 = 1,05

при kа =1, глубина Н = 2820 м ?0 = 1,05

при kа =0,99, глубина Н = 2865 м ?0 = 1,0395

при kа =1, глубина Н = 3000 м ?0 = 1,05

Выбирается относительная плотность промывочной жидкости:

для интервала 0-3000 м ?0 = 1,05

Результаты вычислений представлены в таблице 2.

Таблица 2.

Результаты вычислений

На основании данных таблицы 2 строится график совмещенных давлений (рис.1.)

Рис. 1. График совмещенных давлений

Проанализировав состав горных пород и коэффициенты аномальности выбирается для всех интервалов один вид бурового раствора - на нефтяной основе: безводный известково-битумный (ИБР) для глинистых пород склонных к обвалам: ?0 = 980 - 1060 кг/м3, ТС(температурная стабильность) = 200 - 2200С, СНС1 =0,2-0,5Па, СНС10 =0,4-2,0Па. Для бурения под направление, кондуктор и эксплуатационную колонну выбирается раствор с ?0 = 1050 кг/м3.

С учетом расчетов конструкция скважины принимает следующий вид: спуск направления производится на глубину 50 м с целью необходимости предупреждения размыва и разрушения устья скважины. Кондуктор спускается на глубину 730 м. Данный выбор определяется необходимостью охраны от загрязнения верхних водоносных горизонтов, которые могут служить источниками водоснабжения, предупреждения осложнений в верхней неустойчивой части разреза, подвеской последующих обсадных колонн. До глубины залегания эксплуатационного горизонта 3000 м спускается эксплуатационная колонна.

Расчет диаметров обсадных колон и труб

Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм (ГОСТ 632-80) спускается на глубину 3000 м по вертикали. Определяется диаметр долот и диаметры обсадных колонн при бурении:

Диаметры обсадных колонн рассчитываются снизу вверх.

Используемые формулы:

Расчетный диаметр долота:

dд = dм + 2 (5)

где dм - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны, - радиальный зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колонны;

Внутренний расчетный диаметр трубы:

dвн = dд + 2 (6)

где ? - зазор между стенкой трубы и долотом

а) Диаметр эксплуатационной скважины: dэ = 168 мм

Диаметр муфты:dм =188 мм

Расчетный диаметр долота:

Dд.р. = 188 + 25 = 213 мм

Диаметр долота:

Dд = 215.9 мм;

б) Внутренний расчетный диаметр кондуктора:

Dк.вн. = 215.9 + 10 = 225.9 мм

Диаметр кондуктора:

dк = 244.5 мм, толщина стенки ? = 10.0 мм

Диаметр муфты кондуктора: dмк = 269.5 мм

Расчетный диаметр долота:

Dд.р. = 269.5 + 25 = 294.5 мм

Диаметр долота: Dд = 295.3 мм

в) Внутренний диаметр направления:

Dн.вн. = 295.3 + 10 =305.3 мм

Диаметр направления:

dн = 323.9 мм, толщина стенки ? = 8.5 мм

Диаметр муфты направления: dмн = 353.9 мм

Расчетный диаметр долота:

Dд.р. = 353.9 + 30 = 383.9 мм

Диаметр долота:

Dд = 393.7 мм;

На основе полученных значений ка, кп и плотности бурового раствора р0 построен график совмещенных давлений. Поскольку геологический разрез не содержит зон с явной несовместимостью внешних условий, и оптимальная плотность бурового раствора принимает близкие значения на всем интервале бурения. Выбрана следующая конструкция скважины: эксплуатационная колонна (глубина спуска 3000 м, трубы стальные, наружный диаметр dн=168 мм, диаметр муфт 188 мм), кондуктор (глубина спуска 730 м, dн=244,5 мм), направление (глубина спуска 50 м, dн=323,9 мм).

Расчет обсадных колонн на прочность

Обсадные колонны рассчитываются с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Расчет колонны выполняется исходя из условия, что при любом самом неблагоприятном сочетании действующих нагрузок напряжение в опасном сечении трубы не превысит предела текучести ее материала и не вызовет необратимой деформации, которая в конечном счете может привести к разрушению обсадной колонны. Расчет избыточных давлений и веса колонны. Так при проектировании обсадной колонны учитывают нагрузки двух видов:

· наружное избыточное давление смятия;

· внутреннее избыточное давление в колонне;

С учетом регламентированных коэффициентов запаса прочности и справочных данных о показателях прочности обсадных труб при расчете обсадной колонны по расчетным нагрузкам подбираются трубы, соответствующей группы прочности стали и толщины стенки для комплектования секций обсадной колонны.

Исходные данные:

Диаметр эксплуатационной колонны D = 168 мм, глубина скважины Н = 3000 м.

Расчетная схема, применяемая для расчета обсадных колонн спущенных в нефтяную эксплуатационную скважину, представлена на рисунке 2.

А - конец эксплуатации, Б - начало эксплуатации

Рис. 2. Расчетная схема для эксплуатационной скважины.

Расчет:

1) Коэффициент запаса на избыточное наружное давление:

nкр = 1.15

2) Коэффициент запаса на избыточное внутреннее давление:

nв = 1.15

3) Коэффициент запаса на страгивание:

nстр = 1.15

I) Определение избыточного наружного давления в характерных точках:

1. z = 0;

Pниz = 0.01?рz = 0 (7)

где ?р - плотность промывочной жидкости, z - глубина

Pниz = 0.011.050 = 0

2. z = H = 200м; Pниz = 0.01?рH = 0.011.05200 = 2.1 МПа;

3. z = L = 3000м;

Pниz = 0.01[( ?цр - ?в)L - (?цр - ?р)h + ?вH](1-k) (8)

где ?цр - плотность цементного раствора, ?в - плотность скважинной жидкости, k - коэффициент разгрузки, характеризующий уменьшение напряжений в обсадной колонне при затвердевании цемента; k = 0.25;

Pниz = 0.01[( 1.86 - 0.85)3000 - (1.86 - 1.05)0 + 0.85200](1 - 0.25) = 20.85 МПа,

II) Определение избыточного внутреннего давления в характерных точках:

1. z = 0;

Ру = 30.2 - 0.010.853000 = 4.7 МПа

1.1Ру ? Роп

1.14.7 ? 9 МПа

Рвиz = Роп = 9 МПа

2. z = L = 3000 м;

Pниz = {Роп - 0.01[( ?цр - ?в)L - (?цр - ?р)h]}(1-k) (9)

где Роп - давление опрессовки;

Рвиz = {9 - 0.01 [(1.86 - 1)3000 -(1.86 - 1.05)0}(1 - 0.25) = -12.6 МПа;

По полученным данным избыточных давлений строится эпюра давления (рис. 3):

Рис. 3. Эпюра давления.

III) Проектирование обсадной колонны.

Ркр = nРниz = 1.1520,85 = 23,98 Мпа

? = 8,9 мм, группа прочности Д, Ркр = 26,9 МПа

? = 8,0 мм, группа прочности Д, Ркр = 22,1 МПа - выбираем для второй секции

МПа

-предельная глубина спуска

Длина труб первой секции:

l1 = L - lдоп8Д = 3000 - 2700 = 300 м.

Вес труб первой секции:

Q1 = q8,9l1 = 383Н/м300м = 105900 Н = 0.106 МН

Вторая секция обсадной колонны:

Трубы третьей секции берём: группа прочности Д, Ркр=18,3 МПа

Длина труб второй секции:

l2 = lдоп8Д- lдоп7,3Д=2700 - 2400 =300 м

Вес труб второй секции:

Q2 = q8l2 = 323Н/м300м = 96900 Н = 0,097 МН

Третья секция обсадной колонны:

Длину труб третьей секции определяем положив в основу расчёт на страгивание:

Рстр7,3Д=0,843МН q7.3=Н

 (10)

где Рстр7,3Д - страгивающая нагрузка на обсадную трубу марки Д с = 7,3 мм,

nстр - коэффициент запаса на страгивание, Q1 - вес предыдущих секций, q7,3 - вес 1 м трубы с = 7,3 мм;

Вес труб третьей секции:

МН

Q1+Q2+Q3=0,53+0,097+0,106=0,733МН

Растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле труб достигает предела текучести:

Р=1,392 МН

- осевая нагрузка при которой в теле трубы достигается половина предела текучести

Q1+Q2+Q3=0,53+0,097+0,106=0,733МН

.Расстояние от устья скважины до сечения, в котором достигается растягивающая нагрузка 0,696МН:

На этой глубине Рниz=12МПа.

Расстояние от устья до верхней части труб секции: 3000-300-300-1809=591м

На этой глубине Рвиz=4,9МПа

Четвёртая секция обсадной колонны:

Трубы четвёртой секции берём: группа прочности Д,

Рстр8Д=0,931МН q8=Н

Вес труб четвёртой секции:

Пятая секция обсадной колонны:

Трубы пятой секции берём: группа прочности Д,

Рстр8,9Д=1,078МН q8,9=Н

3000-300-300-1809-237=354м. Нам необходимо 354м, поэтому принимаем длину пятой секции 354м и считаем вес: Q5=0,125 МН.

Полученные данные заносим в таблицу 3.

Таблица 3.

Сводная таблица длины и веса секций бурильных труб

Выбор типов породоразрушающих инструментов

В соответствии с геологическими данными и данными по категориям твердости, и абразивности (табл.5) весь геологический разрез разделяется на пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, а затем подбираются необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота (I пачка 0 -50 м,II пачка 50-730 м, III пачка - 730-3000 м).

Используя рекомендации применения породоразрушающего инструмента по категориям твердости и абразивности, по первой пачке пород наиболее целесообразно является использование шарошечного долота 393,7 М-ЦВ, по второй пачке - 295,3 МС-ЦВ, по третьей - 215,9 С-ГВ.(табл.4.)

Таблица 4.

Использование различных типов долот по пачкам

Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине приведены в таблице 5.

Таблица 5.

Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине

Выбор способа бурения