5.1. Расчет глубины спуска кондуктора
Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений.
Существует ряд методик для определения глубины спуска кондуктора, оборудованного противовыбросовым оборудованием. Наиболее приемлемой для практических расчетов считаем формулу (10) "Методики определения глубины спуска кондуктора или промежуточной колонны", cборник ISSN 0136-8877, СибНИИНП, 1980г. (стр.87). В отличии от других формул, в том числе формулы АзНИПИнефти, исходная информация для расчетов по формуле (10) является наиболее простой, достоверной и минимальной:
1,05 x Ру х ℓкр
Lк = -------------------------------
0,95хСхℓкр-1,05х(Рпл-Ру)
где: Ру -ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, кгс/см2;
Рпл - пластовое давление проявляющего горизонта, кгс/см2;
ℓкр - глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м;
С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.
При бурении под эксплуатационную колонну по данному проекту будет вскрыты пласты 2366-2370 (Б10), 2621-2624 (газовая шапка), 2624-2630 (Ю11), 2633-2640 (Ю12) и 2660-2675 (Ю13-4).
При нефтепроявлении из пласта Ю11 ℓкр = 2624 м, Ка=1,01 Рпл = 265 кгс/см2; н=0,808г/см3и закрытом устье скважины устьевое внутреннее давление будет:
Ру = 265 - 0,1 х 0,808 х 2624 53 кгс/см2.
Тогда минимально необходимая глубина спуска кондуктора будет равна:
1,05 х 53 х 2624
Lкmin = -------------------------------------- 730 м.
0,95х0,17х2624-1,05х(265-53)
Глубина спуска кондуктора в проекте принята 1000 м (см. обоснование подраздела 5). Проверочный расчет глубины спуска кондуктора на условие предотвращения гидроразрыва пород у башмака:
- давление гидроразрыва пород у башмака кондуктора будет:
Рг-ва 1000 = 0,17 х 1000 = 170 кгс/см2;
- внутреннее давление у башмака кондуктора при возможном нефтепроявлении и закрытом устье будет:
Рв1000 = 265 - 0,1 х 0,808 х (2624-1000) 134 кгс/см2.
Запас прочности пород на гидроразрыв:
170
h = ----- = 1,26 (т.е. 26%), что достаточно.
134
Таблица 5.1
Конструкция скважины
Номер колонны в порядке спуска |
Название колонны |
Интервал установки колонны, м |
Номинальный диаметр ствола скважины долота, мм |
Характеристика трубы |
Расстояние от устья скважины до уровня подъема тампонажного раствора за колонной, м |
||||||||||
изготовление обсадных труб (отечественное, импортное) |
номинальный наружный диаметр обсадных труб, мм |
тип соединения (НОРМ, ОТТМ, ОТТГ, ТБО и т.д.) |
максим. наружный диаметр соединения, мм |
||||||||||||
по вертикали |
по стволу |
||||||||||||||
от (верх) |
до (низ) |
от (верх) |
до (низ) |
||||||||||||
по вертикали |
по стволу |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
1 |
Направление |
0 |
50 |
0 |
50 |
393,7 |
ГОСТ632-80 |
323,9 |
ОТТМА |
351,0 |
0 |
0 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2 |
Удлиненный кондуктор |
0 |
1000 |
0 |
1313 |
295,3 |
ТУ39.0147016.40-93; |
245,0 |
ОТТМА |
269,9 |
0 |
0 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
3 |
Эксплуатационная |
0 |
2700 |
0 |
3628 |
215,9 |
ТУ39.0147016.40-93; |
168,3 |
БТС |
187,7 |
850 |
1100 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Примечания: Шифры обсадных труб:
ОТТМА – трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ по ГОСТ 632-80 исполнения А.
БТС – трубы с трапецеидальной резьбой “Батресс” по ТУ 39.0147016.40-93 Выксунского завода либо по ТУ 39.0147016.63-96, по ТУ 14-157-47-97, ТУ 14-3Р-29-2000, API Spec 5CT Таганрогского МЗ, по ТУ 14-161—175-98 Синарского завода.
6. ПРОФИЛЬ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
Таблица 6.1
Исходные данные для расчета проектного профиля наклонно-направленной
эксплуатационной скважины с отклонением забоя
по кровле пласта Ю1-2 – 2300 м
Номер по порядку |
Наименование параметра |
Единица измерения |
Величина |
|
|
|
|
1 |
Глубина по вертикали: |
м |
|
|
- забуривания наклонного ствола |
|
70 |
|
- окончание интервала стабилизации |
|
2080 |
|
- кровли пласта Ю1-2 |
|
2621 |
|
- скважины |
|
2700 |
|
|
|
|
2 |
Отклонение забоя: |
м |
|
|
- на точку входа в пласт |
|
2300 |
|
- максимальное отклонение забоя |
|
2342 |
|
|
|
|
3 |
Проектная интенсивность изменения зенитного угла в интервале его увеличения |
град/10м |
1,5 |
|
|
|
|
4 |
Радиус искревления интервала увеличения зенитного угла |
м |
382 |
|
|
|
|
5 |
Угол входа в пласт Ю1-2 (не более) |
град. |
30 |
|
|
|
|
6 |
Максимально допустимая пространственная интенсивность изменения в интервалах: |
|
|
|
- увеличения угла |
град/10 м |
1,5 |
|
- работы погружных насосов |
град/100 м |
3,0 |
|
|
|
|
Таблица 6.2