Материал: Заканчивание скважины на Самотлорском месторождении
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ
Тема проекта: «Заканчивание скважины на Самотлорском месторождении» Исходные данные: варианта №24 приведены в таблице 1.
Эксплуатационная
Продуктивный горизонт 3200-3267; флюид-нефть; плотность-0,92;температура 550С;
Тип |
L |
Диамет |
Расстояние до |
Пластовое |
Коэффициент |
Водоцементн |
колонны |
спуска, |
р, мм. |
проявляющего |
давление, |
кавернозности |
ое отношение |
|
м. |
|
горизонта, м. |
МПа. |
|
(ВЦО) |
Направле |
55 |
|
|
|
1,1 |
0,5 |
ние |
|
|
|
|
|
|
Кондукто |
400 |
|
|
|
1,1 |
0,45 |
р |
|
|
|
|
|
|
Техничес |
1800 |
|
560 |
Р…-0,2 |
1,15 |
0,4 |
кая |
|
|
|
Р…-16 |
|
|
Эксплуат |
2900 |
119,7 |
|
36 |
1,1 |
0,5 |
ационная |
|
|
|
|
|
|
Хвостови |
2850- |
|
|
|
1,08 |
0,45 |
к |
3150 |
|
|
|
|
|
Рекомендуемая литература:
1.Инструкции по расчету обсадных колонны для нефтяных и газовых скважин. Москва,1997 г.
2.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 670 с.
2
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2. Расчет конструкции скважины.
Диаметр эксплуатационной колонны выбирают, исходя из ожидаемых суммарных дебитов (приемистостей), габаритов оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов,
проведения геофизических исследований, опробования продуктивных
пластов.
Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры
долот для бурения под каждую колонну (dД) находят из следующих соотношений:
- диаметр ствола скважины под обсадную колонну с наружным
диаметром по муфте (dМ) dД = dМ + н, мм
- наружный диаметр предыдущей обсадной колонны [( dН)пред] (dН)пред = dД + 2( в +), мм
где н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины;
в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины от 5
до 10 мм;- наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.
Расчетные значения диаметров долот уточняют по ГОСТ 20692-2003, а
обсадных труб по ГОСТ 632-80.
Исходя из исходных данных, диаметр эксплуатационной колонны dЭКС
= 139.7 мм.
Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну при н = 15 мм, dМ = 139.7 мм:
dД = 139.7 + 15 = 154.7 мм.
Учитывая имеющееся на базе оборудование и профиль скважины,
принимаем долото диаметром dД = 190.5 мм. Определяем диаметр технической колонны при в = 5 мм, δ = 8.9 мм:
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
dК = 190.5 + 2 · (5 + 10) = 220.5 мм.
Принимаем диаметр технической колонны dК = 245мм. Диаметр долота для бурения под техническую колонну при dМ = 269.9 мм, н = 25 мм:
dД = 25 + 269.9 = 294.9 мм.
Принимаем диаметр долота dД = 295.3 мм. Определяем диаметр кондуктора при в = 20 мм, δ = 8,9 мм:
dК = 295.3 + 2 · (5 + 20) = 345.3 мм.
Принимаем диаметр кондуктора dК = 351мм. Диаметр долота для бурения под кондуктор при dМ = 371 мм, н = 25 мм:
dД = 25 + 371 = 396 мм.
Принимаем диаметр долота dД = 393 мм. Определяем диаметр колонны под направление при в = 25 мм, δ = 8.9 мм:
dК = 393 + 2 · (5 + 25) = 453 мм.
Принимаем диаметр направления dК = 426мм. Диаметр долота для
бурения под направление при dМ = 446 мм, |
н = 20 мм: |
|
|||
dД = 20 + 446 = 466 мм. |
|
|
|
||
Принимаем диаметр долота dД = 490 мм. |
|
||||
Результаты расчетов сводятся в таблицу 1 |
|
||||
Таблица 1 - Конструкция скважины |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Колонна |
Диаметр, мм |
Глубина |
Интервалы |
||
Колонн |
|
спуска |
цементирования, |
||
(наименование) |
долота |
||||
ы |
колонны, м |
м |
|||
|
|
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1. Направление |
426 |
490 |
55 |
до устья |
|
2. Кондуктор |
351 |
393 |
400 |
до устья |
|
3. Техническая |
245 |
295.3 |
1800 |
до устья |
|
колонна |
|||||
|
|
|
|
||
4.Эксплуатационная |
139.7 |
190.5 |
2900 |
до устья |
|
колонна |
|||||
|
|
|
|
||
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
3. Расчет обсадных колонн
3.1Расчет направления диаметром 426 мм.
Всвязи с незначительной глубиной спуска расчет направления на прочность не производится.
Для направления принимаем трубы 426 – 10 – Д – ОТТМ
Вес колонны: |
|
Q=q*l |
(3) |
где: q – вес одного погонного метра трубы, применяемого диаметра, и толщиной стенки (q=104,4).
l – глубина спуска трубы.
Q=104.4*55=5.742т
3.2Расчет кондуктора диаметром 351 мм.
Всвязи с отсутствием зон ГНВП и незначительной глубиной спуска расчет кондуктора на прочность не производится.
Для кондуктора принимаем трубы 351 – 9– Д – ОТТМ
Вес колонны (3):
Q=77*400=30.8т |
|
|
3.3. Расчет технической колонны |
|
|
Таблица 4 – Исходные данные. |
|
|
Диаметр колонны, d |
|
245 мм |
Глубина спуска, L |
|
1800 м |
Высота подъема цемента, h |
|
0 м |
Расстояние до проявляющего |
|
560 м |
горизонта, m |
|
|
Пластовое давление |
|
16 МПа |
Удельный вес цементного раствора |
|
1,9 г/см3 |
Плотность нефти |
|
0,92 г/см3 |
Коэффициент запаса прочности: |
|
|
на наружное давление, n1 |
|
1 (1;стр.20) |
на внутреннее давление, n2 |
|
1,15 (1;стр.21) |
на растяжение, n3 |
|
1,45 (1;стр.35) |
3.3.1Построение эпюр внутренних давлений.
1.Минимальное внутренние давление, при фонтанировании газом с глубины
560м.
Глубина с которой произойдёт фонтанирование:
L=1800+560=2360м z- проекция скважины на вертикальную плоскость.
При z =0, Pвz=0 МПа
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
При z=1800м.
P |
|
|
|
P |
l |
|
à |
Ï Ë |
|||
|
|
|
|
||
Bl |
|
|
|
L |
|
|
|
|
|
|
где γ – плотность газа по воздуху, γ = 0,6; Pпл – пластовое давление на глубине 1800 м; Z– проекция скважины на вертикаль, м LГНВП- глубина проявляющего горизонта, м;
|
|
0.6 16 10 |
6 |
|
|
|
P |
|
1800 |
7.3 Ì |
Ï à |
||
|
||||||
Bl |
|
2360 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(4)
2. Максимальное внутреннее давление при закрытом устье после открытого фонтанирования.
При z=0м.
P |
|
P |
|
|
Ï |
Ë |
|||
|
|
|||
BZ |
|
e |
S |
|
|
|
|
(5)
где Рпл – давление пластовое на глубине 1800м; eS – показатель степени;
4 |
L z 10 |
4 |
0.6 |
2360 |
0 0.141 |
S 10 |
|
где L – расстояние до проявляющего горизонта, м; Z – проекция на вертикаль, м.
γ – плотность газа по воздуху.
|
|
|
16 10 |
6 |
|
|
|
||||
|
P |
|
|
13.9Ì |
Ï à |
||||||
|
|
|
0.141 |
|
|||||||
|
BZ |
|
e |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
При z=l, l=1800м. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
L z 10 |
4 |
0.6 |
2360 |
1800 0.0336 |
||||||
S 10 |
|
||||||||||
|
|
|
16 10 |
6 |
|
|
|
||||
|
P |
|
|
15.5Ì |
Ï à |
||||||
|
|
0.0336 |
|||||||||
|
BZ |
|
e |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
13.9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
1800 |
7.3 |
|
|
|
|
15.5 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Рисунок 1 – Эпюра внутренних давлений |
|||||||||||