Главная Обратная связь

Дисциплины:






Розрахунки діаметрів обсадних колон і доліт



Побудова графіка суміщених тисків відповідно до вихідних даних.

 

Вихідні дані

Проектний горизонт – турнейські відкладення нижнього карбону (С1t).

Призначення свердловини – пошукова.

Проектування конструкції свердловини починають з виділення зон із несумісними умовами буріння. Умови буріння у двох суміжних зонах вважаються несумісними якщо при переході із верхньої зони буріння в нижню необхідно змінити густину промивальної рідини і це призведе або до поглинання останньої в один із горизонтів верхньої зони, або до флюїдопроявів із верхньої зони чи нестійкості порід у верхній зоні.

Обвалювання, осипання і випучування потенційно нестійких порід верхньої зони починається не в момент розкриття їх бурінням, а через деякий час. Тривалість цього періоду залежить від складу і густини промивальної рідини, амплітуди коливань тисків у свердловині та порового тиску в породі.

Щоб звести до мінімуму названі ускладнення потрібно дотримуватись умов:

 

ka < ρo < kп ,

 

kст < ρo < kп ,

 

де ka – коефіцієнт аномальності;

ρo – густина промивальної рідини у свердловині;

kп – індекс тиску поглинання;

kст – індекс тиску стійкості,

 

kст = Рв.ст./ ρв g h ,

 

де Рв.ст – тиск відновлення стійкості порід (тиск стовпа промивальної рідини при якому зберігається стійкість стінок свердловини протягом достатнього часу для розбурювання всієї товщі потенційно нестійких порід та закріплення їх обсадною колоною).

Розбурювати нижче залягаючі зони можна після надійної ізоляції попередньої зони. Ізолюють зони кріпленням їх обсадними трубами та цементуванням цих участків. Границею розділу двох зон є та мінімальна глибина на яку необхідно спустити обсадну колону перед заміною густини промивальної рідини до величини, яка визначена умовами буріння в новій зоні.

Зони з несумісними умовами буріння виділяють за допомогою суміщеного графіка зміни коефіцієнту аномальності та індексу тиску поглинання.

Зони сумісних умов буріння є зонами кріплення свердловини обсадними колонами. Кількість зон кріплення відповідає кількості обсадних колон. Густина промивальної рідини в межах однієї зони повинна бути постійною. Необхідною умовою є також проектування направлення і кондуктора. Глибина спуску колони визначається глибиною границі розподілу суміжних зон з несумісними умовами буріння. Необхідно враховувати також, щоб нижній кінець обсадної колони був розміщений у стійких, непроникних породах. Якщо на обсадну колону будуть установлювати превентори, то її башмак повинен бути на такій глибині, щоб при глушінні проявлення не відбулося розриву порід, які залягають вище.



При проектуванні конструкції перших пошуково-розвідувальних свердловин необхідно передбачити в конструкції можливість спуску резервної колони.

3.2. Розрахунок діаметра експлуатаційної колони.

Діаметр експлуатаційної колони вибирають виходячи з максимально очікуваних дебітів пластового флюїду (нафта + газ + вода, газ + конденсат + вода) на різних стадіях експлуатації свердловини, габаритів обладнання, яке повинно бути спущене в дану колону для забезпечення заданих дебітів, та глибини свердловини.

Внутрішній діаметр експлуатаційної колони повинен бути достатнім для спуску та встановлення обладнання в період експлуатації свердловини, виконання підземного та капітального ремонту.

Для газових свердловин, з урахуванням дебіту, діаметр експлуатаційної колони необхідно перевірити виходячи з двох умов:

а) забезпечення виносу потоком газу частинок води та породи, які попадають із пласта на вибій (dв. макс.);

б) забезпечення мінімальних втрат тиску в процесі руху газу у колоні

(dв. мін.).

У пошуково-розвідувальних свердловинах діаметр експлуатаційної колони вибирають з урахуванням проведення в них комплексу геофізичних досліджень.

Таблиця 3.1. – Приблизні співвідношення діаметрів експлуатаційних колон і дебітів для нафтових та газових свердловин

 

Сумарний дебіт нафти, м3/добу < 40 40 – 100 100 – 150 150 – 300 > 300
Діаметр експлуатаційної колони, мм 127 – 140 140 – 146 168 – 178 178 – 194
Сумарний дебіт газу, м3/добу до 75 до 250 до 500 до 1000 до 5000
Діаметр експлуатаційної колони, мм 114 – 146 146 – 148 168 – 219 219 – 273

Розрахунки діаметрів обсадних колон і доліт.

Для того, щоб обсадну колону можна було спустити у свердловину, діаметр свердловини повинен бути більшим від максимального зовнішнього діаметру колони:

Dс. = Dм. + 2Δк. ,

 

де Dс. – діаметр свердловини (приймають рівним діаметру доліт, якими пробурили даний участок), мм;

Dм. – максимальний діаметр колони (діаметр муфти), мм;

Δк. – радіальний зазор між стінкою свердловини і виступаючими зовні елементами колони (муфтою), достатній для вільного спуску обсадної колони.

Таблиця 3.2. – Залежність величини зазору від діаметру обсадної колони

 

Зовнішній діаметр обсадної колони, мм 114 – 127 140 – 168 178 – 194 219 – 245 273 – 299 324 – 351 ≥ 377
Радіальний зазор, мм 7 – 10 10 – 15 15 – 20 20 – 25 25 – 35 30 – 40 40 – 50

 

Діаметр долота для буріння стовбура під наступну обсадну колону (Dд.наст.) повинен бути меншим за внутрішній діаметр попередньої колони:

 

Dд.наст. = Dв.попер. – 2Δ ,

 

де, Dв.попер. – внутрішній діаметр попередньої колони, мм;

Δ – необхідний радіальний зазор для вільного проходження долота через попередню колону. Як правило Δ = 5 – 15 мм; більший зазор приймають для доліт більшого діаметру.





sdamzavas.net - 2020 год. Все права принадлежат их авторам! В случае нарушение авторского права, обращайтесь по форме обратной связи...