Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины

Оптимальная проектная траектория ствола скважины определяется- низкой вероятностью пересечения стволов, высокой степенью достижения проектной траектории, минимальной длиной скважины, минимальной стоимостью бурения, минимальной продолжительностью бурения, низкой вероятностью осложнений в процессе проводки ствола.

Исходя из структурной карты отход скважины (расстояние устья скважины до точки входа в пласт) составляет 750 м. Большая величина отхода исключает возможность применения трехинтервального профиля. Необходимость установки насосного оборудования в интервале 1600-1800 м, полагает ограничение на максимальный зенитный угол в данном интервале, α_max = 20⁰.

Исходные данные для расчета профиля скважины приведены в таблице 16. Исходя из представленных данных выбираем четырех интервальный профиль. Основными интервалами которого являются участки: вертикальный; набор кривизны, стабилизации и снижения угла. Так как на данном месторождении осложнения в виде осыпей стенок скважины присутствуют практически по всему стволу, необходимо завершить участок набора угла в пределах кондуктора. Низкая нтенсивность набора угла также обусловлена наличием осыпей на данном интервале.

 

Таблица 16 – Исходные данные для расчета профиля скважины

 

Вертикальный участок, м
Проектный отход, м
Интенсивность набора зенитного угла, ˚/10м	1,25
Глубина кровли пласта, м

 

Следующим этапом является расчет минимально допустимого радиуса искривления R_min, м, из условия проходимости в искривленном участке скважины наиболее жесткой части системы “долото - забойный двигатель” по формуле:

R_min = (6)

 

где L_ЗД – длина забойного двигателя с долотом, м;

Д_Д, d_ЗД – диаметр соответственно долота и забойного двигателя, м;

К – зазор между стенками скважины и забойным двигателем, м.

В мягких породах К = 0, в твердых К = 3-6 мм.

R_min = = 114, 6 м

Бурение участка набора кривизны производится с применением компоновки включающей в себя кривой переводник с углом перекоса 2,5°. Такая компоновка обеспечивает необходимый темп набора зенитного угла т.е. интенсивность 1,25˚/10м и радиус искривления R₁ = 458 м.

Расчет значения зенитного угла a, град. в конце участка набора производится по формуле:

 

; (7)

; (8)

, (9)

где: - зенитный угол;

A – отклонение точки вхождения в пласт (ТВП) от вертикальной оси ствола, м;

Н₀ – глубина наклонного участка, м;

h₁ – глубина вертикального участка, м.

Формулы для расчета четырех интервального профиля приведены в таблице 17.

 

Таблица 17 – Формулы для расчета элементов профиля скважины

 

Участок профиля	Длина ствола, м	Горизонтальная проекция, м	Вертикальная проекция, м
		-
		;
		;
Всего		.

 

Расчет длин проекций всех участков профиля производится согласно формулам приведенным в таблице 17. Результаты расчета приведены в таблице 18.

 

2.5 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конст­рукции скважины

Продуктивный пласт вскрывается на репрессии. После вскрытия пласта и достижения проектного осуществляется спуск нецементируемого фильтра-хвостовика.

Направление предназначено для предотвращения размыва устья скважины. Глубина спуска 70 м.

Глубина спуска кондуктора в нашем случае обуславливается перекрытием водоносных горизонтов, а также перекрытием люлинворских глин, равна 1050 м.

Эксплуатационная колонна предназначена для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины, для извлечения пластовых флюидов на поверхность. Глубина спуска 2620 м по вертикали.

 

 

 

Таблица 18 - Результаты расчета профиля скважины

 

 

Интервал по вертикали, м	Длина интервала по вертикали, м	Зенитный угол, град.	Горизонтальное отклонение,м	Удлинение,м	Длина ствола, общая, м
от (верх)	до (низ)	В начале интервала	В конце интервала	Средний	За интервал	Общее	За интервал	Общее
			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
			0,00	14,07	7,35	9,45	9,45	1,00	1,00
			14,07	14,07	14,07	86,3		12,00	13,00
			14,07	14,07	14,07	105,7		28,00	41,00
			14,07	20,95	17,51	17,1	219,1	32,00	73,00
			20,95	28,33	24,64	30,2	249,3	43,00	116,00
			28,33	38,02	33,17	35,2	284,5	40,00	156,00
			38,02	47,35	42,69	51,5		175,00	331,00

Диаметры обсадных колонн и долот для бурения под них определяем снизу вверх по методике [3].

Диаметр эксплуатационной колонны выбираем исходя из ожидаемого суммарного дебита и опыта работы в данном районе. В нашем случае дебит равен 52 м³/сут. Диаметр эксплуатационной колонны выбираем равным 0,146 метра. Диаметр долота под эксплуатационную колонну вычисляем по формуле (4)

 

Д_д=Дм + D_н, (4)

 

(Дн)_пред = Д_д + 2× (Dв + d), (5)

 

где Dв - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (Dв > 3-5 мм);

Dн - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола

скважины;

d - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.

Произведем расчет диаметра долота под эксплуатационную колонну по формуле (7)

Д_д = 0,166 + 0,020 = 0,186 м.

Следовательно принимаем долото с диаметром 0,219 м [5].

Произведем расчет диаметра кондуктора но формуле (5)

 

(Д_н)_пред. = 0,2159 + 2× (0,005 + 0,007) =0,24 м.

 

Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м [5].

Аналогично рассчитываем диаметр долот для бурения под направление и кондуктор и диаметр направления.

Результаты расчетов сведем в таблицы 19, 20. Кондуктор данной скважины, цементируется до устья. Интервал цементирования эксплуатационной колонны в нефтяной скважине разрешается ограничивать участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 150 метров выше нижнего конца предыдущей обсадной колонны. Согласно [6] необходимая высота подъема тампонажного раствора над флюидосодержащимися горизонтами должна составлять не менее 150 - 300 метров.

 

Таблица 19 - Обоснование конструкции скважины

 

Колонна (наименование)	Диаметр колонн, мм	Глубина спуска колонны по вертикали, м
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная колонна

Таблица 20 - Характеристика конструкции скважины

 

Наименование колонн	Интервал спуска (по вертикали), м	Диаметр, мм	Интервал подъема тампонажного раствора, м
Колонны	Долота
Направление			393,7	до устья
Кондуктор			295,3	до устья
Эксплуатационная колонна			219,7 215,9	150, выше башмака кондуктора