Объекты для испытания скважины

 

В разведочных и поисковых скважинах все возможные продуктивные объекты испытываются дважды: в процессе бурения и через эксплуатационную колонну.

В процессе бурения в проектируемой скважине будут испытываться следующие объекты:

 

Таблица№8

Номер объекта	Интервал, м	Индекс стратиграфического горизонта	Тип коллектора	Ожидаемый флюид
	2060-1975	P1	трещиноватый
	2430-2350	С1	поровый	нефть
	2603-2480	С1	поровый, кавернозный
	2830-2780	С1	поровый	нефть
	2800-2811,5	D3fm	порово-трещинный, кавернозный

 

Объекты для испытания в эксплуатационной колонне.

 

Таблица№9

 

№ п/п	Интервал	Тип коллектора	Ожидаемый флюид	Индекс стратиграфического горизонта
	2830-2780	поровый	нефть	С1
	2430-2350	поровый	нефть	C1

 

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Разраб.

Андреев.К.Г. В.А.

Руководит.

Фомин.А.С.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

2 Технологический раздел

Лит.

Листов

БО-510

У

Технологический раздел

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

2.1 Конструкция скважины

Выбор и обоснование конструкции

 

 

Учитывая ожидаемые осложнения при бурении проектируемой скважины (смотри табл.№7), а также промысловый опыт на данном месторождении предлагается следующая конструкция:

- Кондуктор спускается на глубину 480 м для перекрытия зон с возможным проявлением пресных вод;

- Промежуточная колонна спускается на глубину 1923 м для перекрытия мощной толщи пермских глин, способных к выпучиванию и к сужению ствола скважины, а также для перекрытия зоны возможных поглощений промывочной жидкости;

- Эксплуатационная колонна спускается до проектной глубины для изоляции продуктивных горизонтов друг от друга, а также для извлечения нефти на поверхность.

Расчет конструкции скважины

 

Расчет конструкции производим методом снизу вверх. За исходную величину принимаем диаметр эксплуатационной колонны, учитывая ожидаемый дебит при эксплуатации основного нефтеносного объекта, принимаем эксплуатационную колонну диаметром 178 мм.

1.Тогда диаметр долота для бурения под эту колонну будет равен:

D_Д=D_М+δ,

где D_М –диаметр муфты эксплуатационной колонны

D_М=166(смотри таблицу 8.1 (7)

Зазоры между обсадными колоннами и стенками скважины (согласно разделу 2.3.3. «Правил безопасности нефтяной и газовой промышленности») представлены в таблице № 10.

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Минимально допустимые разности диаметров муфт обсадных труб и скважин

 

Таблица № 10

Диаметр обсадных труб, мм	114, 127	140, 146	168, 178, 194, 219, 245	273, 279	324, 346, 395, 417, 425
Зазор ∆, мм не менее					39-45

 

 

δ=20 мм – min допустимая разность между диаметром муфты обсадной колонны и скважиной. Согласно пункту 2.3.3(5) δ должно быть равно 20 мм. Однако, учитывая значительные пропластки глин при бурении под эксплуатационную колонну, способных к выпучиванию и к сужению ствола принимаем δ =25 мм, тогда D_Д=166+25=191 мм.

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр долота 215,9мм (табл. 2.1(6)).

2.Определяем диаметр промежуточной колонны:

D_ПР.К=D_Д+2δ₁+2δ₂, где

δ₁=3 мм

δ₂=11,1 мм

Тогда D_ПР.К=215,9+2*3+2*11,1=244,1 мм.

Принимаем D_ПР.К=244,5 мм (табл. 8.1(7))

3.Определяем диаметр долота для бурения под промежуточную колонну.

D_Д.пр.к=D_Мпр+∆,мм

D_Д.пр.к=270+20=290 мм

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр долота 295,3 мм

4.Определяем диаметр кондуктора.

D_КОН=D_Д.пр.к+2δ₁+2δ₂

D_КОН=295,3+2*3+2*11,1=323,5 мм

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр кондуктора 323,9 мм

5.Определяем диаметр долота под кондуктор.D_Дкон=D_МК+∆

D_Дкон=351+40=391 мм

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр долота под кондуктор 393,7 мм

6.Определяем диаметр направления.

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр направления 426мм