- •Введение
- •2. Геологическая часть
- •2.1. Тектоническая характеристика площади
- •2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза месторождения (площади)
- •Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
- •2.3. Нефтеносность
- •Газоносность
- •2.4. Водоносность
- •Давление и температура по разрезу скважины
- •2.5. Возможные осложнения по разрезу скважины Поглощение бурового раствора
- •Осыпи и обвалы стенок скважины
- •Нефтегазоводопроявления
- •Прочие возможные осложнения
- •2.6. Отбор керна и шлама
- •2.7. Геофизические исследования в скважине
- •2.8 Испытание продуктивных пластов
- •2.9. Конструкция скважины
- •3.Технологическая часть
- •3.1 Конструкция скважины.
- •3.1.1. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины.
- •3.1.2. Выбор числа обсадных колонн.
- •Определение плотности бурового раствора
- •3.2 Расчет диаметров обсадных колонн и долот
- •Определяется диаметр долота под техническую колонну
- •Кондуктор
- •Направление
- •Конструкция скважины
- •3.3.Расчет профиля ствола скважины
- •3.4.Расчет эксплуатационной колонны
- •Расчет эксплуатационной колонны на внутренне избыточное давление
- •3.5. Выбор способа бурения
- •3.6.Выбор типов долот и режимов бурения
- •3.8.Крепление скважины Технологическая оснастка обсадных колонн
- •Расчет продолжительности цементирования
- •3.9. Испытание продуктивных пластов
- •4. Техническая часть
- •5. Заключение
- •Список литературы
- •Приложение 1. Совмещенный график давлений.
- •Приложение 2. Профиль ствола скважины.
- •Приложение 3. Компоновка низа бурильной колонны.
Определяется диаметр долота под техническую колонну
,
где диаметр муфты технической колонны;
зазор между муфтой технической колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,015 м из опыта бурения.
Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,2953 м.
Кондуктор
Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений.
Определяется диаметр кондуктора из условия прохождения долота под техническую колонну
,
где 0,0060,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром кондуктора. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 0,324 м.
Определяется диаметр долота под кондуктор
,
где диаметр муфты кондуктора
зазор между муфтой кондуктора и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,025 м из опыта бурения.
Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,3937м.
Направление
Исходя из опыта бурения на Чернушинском месторождении, направление спускается на глубину до 20 м.
Определяется диаметр направления из условия прохождения долота под кондуктор
,
где 0,0060,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром направления. Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.
Определяется диаметр долота под направление
,
где диаметр муфты направления
зазор между муфтой направления и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,04 м из опыта бурения.
Принимается диаметр долота равный 0,490 м.
Таблица 3.2.
№ пп |
Наименование колонны |
Диаметр колонны, мм |
Глубина спуска, м |
Группа прочности стали |
Высота подъема цемента за колонной, м |
D долот, мм |
1 |
Направление |
426 |
20 |
«Д» |
до устья |
490 |
2 |
Кондуктор |
324 |
90 |
«Д» |
до устья |
393,7 |
3 |
Технологическая колонна |
245 |
320 |
«Д» |
до устья |
295,3 |
4 |
Эксплуатационная колонна |
168 |
1717 |
«Д» |
до устья |
215,9 |
Конструкция скважины
Рис. 2.Схема конструкции скважины
3.3.Расчет профиля ствола скважины
Исходные данные:
Трехинтервальный профиль ствола скважины
Глубина скважины Н=1670 м
Проложение скважины А=250,0 м
Длина вертикального участка ствола скважины от устья hв= 50 м
Профиль наклонно-направленной скважины выбирается таким, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено выполнение задачи, поставленной при бурении этой скважины.
При бурении наклонно-направленных скважин наибольшее распространение получили четыре типа профилей (стр. 228-229 [2]).
Профиль 1-ого типа (стр. 261 [2]) рекомендуется при средней глубине скважины и состоит из 3-х участков:
1.вертикальный;
2.участок с нарастающей кривизной;
3. Участок стабилизации зенитного угла.
Применение этого профиля позволяет до минимума ограничить число рейсов с отклонителем, получить максимальную величину отхода при минимальном значении зенитного угла. Отсутствие перегибов ствола облегчает и ускоряет спуско-подъемные операции. Эксплуатация скважин с подобным профилем не вызывает затруднений.
Найдем радиус R, зная допустимую интенсивность набора угла
R=573/ I1=573/1,5=382 м.
Найдем радиус Rmin
Зная длину и диаметр забойного двигателя Lзд=15,5 м, Dзд=240 мм, диаметр долота Dд=295,3 мм.
Rmin=0,125*Lзд2/(0,74*(Dд-Dзд)-∆)=0,125*15,52/(0,74*(0,2953-0,240)-0,003)=812 м,
где ∆ - зазор, выбираемый в зависимости от геологических условий (0,003÷0,005 м – для мягких и средних пород).
Выбираем R1=812 м.
Определяем максимальный угол наклона ствола
α=arcos(R1*(R1-A)+H0√(H02+A2-2AR1))/((R1-A)2+H02)
α=arcos(812*(812-250)+1620√(16202+2502-2*250*812))/((812-250)2+16202)=7,02°,
где H0=Н-Нв=1670-50=1620 м.
Определим другие элементы профиля
Н1=R1sinα=812*sin7,02=99,2 м
Н2=Н-Нв-Н1=1670-50-99,2=1520,8 м
А1=R1(1-cosα)=812*(1-0,993)=5.68 м
A2=H2tgα=1520,8 *0,120=182,50 м
L=A2/sinα=182,50 /0,122=1570,2 м
l=0,0174*R1*α=0,0174*812*7,02=96,8 м
Общая длина по стволу
Lобщ=Нв+l+L=50+96,8+1570,2 =1717 м.