Материал: 1 Утверждена приказом по университету от

Обоснование и расчет профиля (траектории) скважины

Проектомпредусматриваетсябурениевертикальнойразведочно-эксплуатационнойскважинынаЯрактинскомнефтегазоконденсатномместорождении.Расчетпрофиляскважиныдлявертикальнойскважинынетребуется.

2. Обоснование конструкции скважины

Конструкцияскважины–этосовокупность:

• 
  числа колонн;
  
• 
  глубин спуска колонн;
  
• 
  интервалов затрубного цементирования;
  
• 
  диаметров обсадных колонн;
  
• 
  диаметров скважин под каждую колонну.
  

Дляопределенияконструкцииэксплуатационногозабоянеобходиморассмотретьрядпараметров:

• 
  тип коллектора;
  
• 
  однородность коллектора;
  
• 
  способ эксплуатации продуктивного пласта;
  
• 
  устойчивость коллектора.
  

Так как по исходным данным имеется поровый коллектор с однороднымградиентом давления и пористостью, а также наличием одного флюида и однойгорной породой в пределах продуктивного пласта, то можно сделать вывод отом,что:

• 
  пласт является однородным по пористости;
  
• 
  пласт является высокопроницаемым;
  
• 
  пласт является литологически однородным;
  
• 
  в пласте наблюдается высокое пластовое давление с постоянным градиентом давления.
  

Исходяизтого,чтоколлекторпоровыйсоднороднымградиентомдавления,пористостьюипредставленустойчивымикрепкимигорнымипородамиЯрактинскогогоризонта,условияпозволяетэксплуатироватьскважину открытым забоем, но учитывая, что в кровле близко расположенные

напорныеобъектывыбираетсяконструкциязабоязакрытоготипа.Продуктивныйпластперебуриваемна25метров(глубинаобосновананаличием зоны успокоения механических примесей пластовых флюидов), неперерываяпредварительновышележащиепородыколоннойобсадныхтруб,затем спускается обсадная колонна до забоя и цементируется. Для обеспечениягидродинамическойсвязискважиныспластомобсаднаяколоннаперфорируется(рисунок 2.1).Рисунок 2.1 – Схема конструкции эксплуатационного забоя:1–эксплуатационнаяколонна;2–цементноекольцо;

2. 
   – перфорационные каналы; 4 – продуктивный пласт
   

Чтобыопределитьнеобходимылинамдополнительныеколонны,необходимопостроитьсовмещенныйграфикдавлений(рисунок2.2).Совмещенныйграфикдавленийпозволяетвыявитьзонынесовместимыепоусловиямбурения,если такие имеются вразрезе.Согласносовмещенномуграфикудавлений,зоннесовместимыхпоусловиямбурениявразрезенет,поэтомупроектируетсяодноколоннаяконструкцияскважины.Рисунок2.2–СовмещенныйграфикдавленийДля данной скважины будет использоваться одноколонная конструкция,включающаявсебянаправление,кондуктор иэксплуатационнуюколонну.Спуск направления будет осуществляться в интервале от 0 до 20 м. Изусловия перекрытиячетвертичных отложений,на10 мниже ихокончания.Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение несколькихусловий: перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;разобщениеводоносныхгоризонтов,залегающихвинтервалеспуска

кондуктора;установкунаустьепротивовыбросового оборудования.ГлубинуспускакондуктораH_Копределяетсяпо формуле2.1:Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизувверх.Приэтомисходнымявляетсядиаметрэксплуатационнойколонны,которыйпринимаетсявзависимостиотожидаемогопритока,планируемогодиаметракернаи условийопробования,эксплуатациииремонта скважин.Диаметрскважиныподкаждуюколонну

рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины [2].

Диаметр эксплуатационной колонны выбирается в соответствии с ожидаемым дебитом (35,3 м³/сут нефти), а также с условием, что в зоне продуктивного пласта будет производиться отбор керна с минимальным его диаметром 80 мм и условием опробования. ????_{эк нар} = 168,3 мм.

Расчетный диаметр долота ????_{эк д расч} для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле 2.2:

????_{эк д расч} ≥ ????_{эк м} + ∆ = 187,7 + 25 = 212,7 мм, (2.2)

где ????_{эк м} – наружный диаметр муфты обсадной трубы (ГОСТ 632-80), мм;

∆ – разность диаметров ствола скважины и муфты колонны, мм.

Далее выбирается ближайший диаметр долота ????_{эк д} в сторону увеличения рассчитанного значения, D_{эк д}= 215,9 мм.

Диаметр кондуктора выбирается из условия проходимости долота для бурения эксплуатационной колонны внутри него с рекомендуемыми зазорами. Диапазон варьирования внутреннего диаметра кондуктора ????_{к вн} определяется по формуле 2.2:

????_{к вн} = ????_{эк д} + ⁽10 ÷ 14⁾ = 215,9 + ⁽10 ÷ 14⁾ = 225,9 ÷ 229,9 мм, (2.3)

где ????_{эк д} – диаметр долота для бурения эксплуатационной колонны, мм; (10÷14) – зазор для свободного прохода долота внутри кондуктора.
Выбор наружного диаметра обсадных труб для кондуктора

????_{к нар}производится исходя из расчета диапазона варьирования внутреннего диаметрапоГОСТ632-80,тогда????_кнар=244,5мм.Выбор диаметра долота под кондуктор ????_{к д}, диаметры других обсадныхколоннидолотпроизводитсяаналогично вышепредставленнымрасчетам.Диаметрыобсадныхколоннискважиныпредставлены втаблице2.1.Таблица2.1–Диаметробсадныхколоннискважины

Обсадная колонна	Диаметры колонны, мм	Диаметр скважины, мм
Направление	323,9	393,7
Кондуктор	244,5	295,3
Эксплуатационная колонна	168,3	215,9

ВыборколоннойобвязкиПривыбореколоннойобвязкиипротивовыбросовогооборудованиянеобходимоучитыватьвеличинумаксимальногоустьевогодавления????_му,котораядлянефтянойскважины рассчитываетсяпоформуле2.4:????_му=????_пл−????_н∙????∙????_кр=26,43−723∙2653=7,61МПа, (2.4)где ????_пл– пластовое давление в кровле продуктивного пласта; ????_н– плотностьнефти,кг/м³;????–ускорениесвободногопадения,равное9,81м/с²;????_кр–глубиназалеганиякровлисамогонижнего продуктивного пласта,м.Кромемаксимальногоустьевогодавления,привыбореколонных