WWW.REFERATCENTRAL.ORG.UA - Я ТУТ НАВЧАЮСЬ

... відкритий, безкоштовний архів рефератів, курсових, дипломних робіт

ГоловнаТехнічні науки → Техніка і технологія буріння свердловини - Курсова робота

Техніка і технологія буріння свердловини - Курсова робота


Курсова робота
Техніка і технологія буріння свердловини
?
1.8 Метод розкриття та випробовування
продуктивних горизонтів.
Продуктивні горизонти розкурюються не перекриваючи попередньо вище залягаючи породи обсадними трубами. Після розкурювання продуктивних пластів їх буде закріплено експлуатаційною колоною і зацементовано. Для сполучення внутрішньої порожнини обсадної колони з продуктивним горизонтом у колоні, цементному камені будуть викопані отвори шляхом кумулятивної перфорації.
Випробування продуктивних пластів буде проводитись знизу вверх шляхом заміни бурового розчину на воду, пониженням рівня в свердловині, а при необхідності і операції.
Схема первинного розкриття продуктивного горизонту приведена на рисунку 1.1.
Інтервал перфорування 4130-4150 м.
1 - обсадна колона;
2 - цементний камінь;
3 - водоносний горизонт;
4 - продуктивний горизонт;
5 - перфораційні отвори.
2. Техніка і технологія буріння проектної свердловини.
2.1 Конструкція свердловини.
Визначення кількості обсадних колон та глибини їх спуску.
Для визначення кількості та інтервалів спуску обсадних колон необхідно визначити зони не сумісні з умовами буріння. Для виділення вказаних зон будуємо суміщений графік тисків, тобто суміщений графік зміни коефіцієнтів аномальності пластових і порових тисків, та індексів тиску поглинання гідро розриву, а також коефіцієнта стійкості порід.
Коефіцієнт аномальності пластового тиску знаходимо за формулою:
; (2.1)
де, ?в - густина води, кг/м3;
Н - глибина визначення (Ка), кг;
Рпл - пластовий тиск, Па.
Індекс тиску поглинання знаходимо за формулою:
; (2.2)
де, Ргр - тиск гідро розриву, Па;
Коефіцієнт стійкості знаходимо за формулою:
; (2.3)
де, ?в - густина промивальної рідини зменшена на 10 %, кг/м3;
Наведемо приклад розрахунку коефіцієнтів для інтервалу 0-1470 м.
Аналогічно проводимо розрахунок для наступних інтервалів. Результати розрахунків заносимо в таблицю 2.0.
Таблиця 2.0 - Гірничо-геологічна характеристика профілю свердловини.
Глибина, м Пластовий тиск, МПа Тиск гідро розриву, МПа Ка Кп Кст
1470
2170
2350
2860
3170
3500
3610
4120
4165
4200 14,7
22,78
24,67
30,03
33,28
36,75
37,90
43,26
43,76
44,10 26,46
39,06
49,35
51,48
57,06
63,00
64,98
74,16
74,97
75,60 1,019
1,07
1,07
1,07
1,07
1,07
1,07
1,07
1,07
1,07 1,83
1,83
2,14
1,83
1,83
1,83
1,83
1,83
1,83
1,83 1,16
1,16
1,38
1,16
1,16
1,16
1,16
1,16
1,16
1,16
За отриманими результатами будуємо суміщений графік коефіцієнта аномальності та індексу тиску гідро розриву.
З графіка визначаємо зони несумісні з умовами буріння за якими з врахуванням специфічних умов та особливостей будівництва свердловини, встановлюємо кількість обсадних колон та глибини їх спуску.
Кондуктор спускаємо на глибину 350 м з метою перекриття верхньої нестійкої частини розрізу свердловини та ізоляції питних вод.
Перша проміжна колона спускається до глибини 2150 м, для перекриття зон схильних до поглинання, осипів та обвалів стінок свердловини, а також для ізоляції інших зон промивних ускладнень.
Друга проміжна колона спускається на глибину 2800 м, так як в даному інтервалі є солі (бімофіт) то необхідно перейти на буровий орозчин з більшою густиною ?бр=1400 кг/м3 для чого і служить друга проміжна колона.
Експлуатаційну колону спускаємо на глибину 4200 м, для перекриття горизонтів схильних до часткового поглинання, осипання стінок свердловини і експлуатації продуктивного горизонту.
Для закріплення устя свердловини від розмиву буровим розчином при бурінні під кондуктор передбачено спуск шахтного направлення з глибиною установок 30 м.
Визначимо відносну густину промивальної рідини для буріння під кожну колону за формулою:
?0=Кр·Ка; (2.4)
де, Кр - коефіцієнт резерву (безпеки)
Таблиця 2.1 - Коефіцієнти безпеки і репресії.
Глибина свердловини ? 1200 1200-2500 > 2500
Кр
[Ррепр], МПа 1.1-1.15
1.5 1.05-1.1
2.5 1.04-1.07
3,5
При виборі відносної густини промивальної рідини, потрібно провірити чи репресія на пласт не перевищує нормативних значень [Ррепр]. При цьому відносна густина промивальної рідини повинна відповідати таким умовам:
?0?Кст; (2.5)
?0?Ка+[Ррреп]/?в·g·Н; (2.6)
Приведемо розрахунок відносної густини для інтервалу 4165-4200 м.
?0(min)=1,07·1,04=1,11;
?0(mах)=1,07·1,07=1,14;
?0(mах)=1,07+3,5·106/1000·9,81·4200=1.150
1,11?1,16
Для даного інтервалу умова виконується. Аналогічно проводимо розрахунок для інших інтервалів. Результати розрахунків заносимо в суміщений графік тисків.
Вибір видів обсадних колон
Вибір проводимо в залежності від довжини колони, глибини спуску, виду свердловини, способу спуску обсадних колон, тобто суцільно і по частинам.
Спуск кондуктора проектуємо спускати однією секцією. Враховуючи, що глибина спуску незначна, тиск на цій глибині незначний, тому для кондуктора вибираємо труби муфтові з трикутною різьбою.
Спуск проміжних колон проектуємо спускати на частинах, секціями. Для комплектування колони вибираємо труби з трапецієвидною різьбою з муфтами (ОТТМ). Детальніше про вибір видів проміжних колон обговорено в спеціальному питанні.
Спуск експлуатаційної колони проектуємо опускати в два прийоми, враховуючи, що труби мають недостатню міцність на розтяг. Місце стиковки уточнимо. Для експлуатаційної колони вибираємо труби типу ОТТМ.
Обґрунтування інтервалів тампонування кожної з колон.
Згідно "Єдиних технічних правил ведення робіт при будівництві свердловин" передбачено цементування обсадних колон в таких інтервалах.
Кондуктор цементується по всій довжині, проміжна колона у всіх пошукових, розвідувальних, параметричних, опорних і газових свердловинах незалежно від глибини цементується до устя, і в нафтових свердловинах глибиною більше 3000 м також по всій свердловині.
Експлуатаційна колона всіх свердловин, крім експлуатаційних, які будуть спускатися в проектну свердловину, будуть цементуватись до гирла.
Враховуючи досвід тампонування свердловин на даній площі, а також всі можливі ускладнення всі колони будемо цементувати до гирла.
Проектування діаметрів обсадних колон і доліт.
Проектування діаметрів обсадних колон і доліт будемо проводити "знизу вверх".
Діаметр експлуатаційної колони вибирають виходячи із максимально очікуваних дебітів нафти.
Приблизні співвідношення діаметрів експлуатаційних колон і дебітів наведені в таблиці 2.2.
Таблиця 2.2 - Співвідношення діаметрів експлуатаційних колон і дебітів для нафтових свердловин.
Сумарний дебіт, м3/добу 300
Приблизний Діаметр експлуатаційної
Loading...

 
 

Цікаве