Файл: Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород.doc

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 30.10.2023

Просмотров: 568

Скачиваний: 4

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
 3.15  0.92

вgH 1000 9.81 350 

Ргр 4.98

Кг   1.45

вgH 1000*9.81*350

Рассчитываем значение относительной плотности бурового раствора в интервале

отн k kз а 1.1 0.92 1.012

Исходя из того, что Кгр=1.45, коэффициент репрессии, действующей на пласт max = 1.35,т.к.

г/см3

???? ∙ ???? ∙ ℎ 1000 ∙ 9,81 ∙ 350

Интервал 350 – 683 м.

Рассчитываем коэффициент аномальности, коэффициент гидроразрыва по формулам:

Р пл 6,83 kа   1.02

вgH 1000 9.81 683 

Ргр 10,1

Кг   1.51

вgH 1000*9.81*683

Рассчитываем значение относительной плотности бурового раствора в интервале.

отн k kз а 1.1 1.02 1.12

max = 1.24,т.к.

г/см3

???? ∙ ???? ∙ ℎ 1000 ∙ 9,81 ∙ 683

Интервал 683 – 1200 м.

Рассчитываем коэффициент аномальности, коэффициент гидроразрыва по формулам:

kа Рпл 12,62 1,07

вgH 1000 9.81 1200 

Ргр 18,29

Кг   1.55

вgH 1000*9.81*1200

Рассчитываем значение относительной плотности бурового раствора в интервале.

отн kkз а 1.05 1,07 1.12

max = 1.22,т.к.

г/см3

???? ∙ ???? ∙ ℎ 1000 ∙ 9,81 ∙ 1200

Интервал 1200 – 1308 м.

Рассчитываем коэффициент аномальности, коэффициент гидроразрыва по формулам:

kа Рпл 14,64 1,14

вgH 1000 9.81 1308 

Ргр 20,5
1200>

Кг   1.6


вgH 1000*9.81*1308

Рассчитываем значение относительной плотности бурового раствора в интервале.

отн k kз а 1.05 1,14 1.19

max = 1.33,т.к.

г/см3

???? ∙ ???? ∙ ℎ 1000 ∙ 9,81 ∙ 1308

Интервал 1308– 1626 м.

Рассчитываем коэффициент аномальности, коэффициент гидроразрыва по формулам:

kа Рпл 17,86 1,11

вgH 1000 9.81 1626 

Ргр 25,18

Кг   1.57

вgH 1000*9.81*1626

Рассчитываем значение относительной плотности бурового раствора в интервале.

отн k kз а 1.05 1.11 1.16

max = 1.27,т.к.

г/см3

???? ∙ ???? ∙ ℎ 1000 ∙ 9,81 ∙ 1626

Интервал 1626 – 1674м

Рассчитываем коэффициент аномальности, коэффициент гидроразрыва по формулам:

kа Рпл 23,26 1,41

вgH 1000 9.81 1674 

Ргр 29,24

Кг   1.78

вgH 1000*9.81*1674

Рассчитываем значение относительной плотности бурового раствора в интервале.

отн k kз а 1.05 1,41 1,48

max = 1.56,т.к.

г/см3

???? ∙ ???? ∙ ℎ 1000 ∙ 9,81 ∙ 1674

Интервал 1674 – 1732 м.

Рассчитываем коэффициент аномальности, коэффициент гидроразрыва по формулам:

kа Рпл 19,74 1,16

вgH 1000 9.81 1732 

Ргр 27,39

Кг

  1.61

вgH 1000*9.81*1732

Рассчитываем значение относительной плотности бурового раствора в интервале.

отн k kз а 1.05 1,16 1,21

max = 1.3,т.к.

г/см3

???? ∙ ???? ∙ ℎ 1000 ∙ 9,81 ∙ 1732

Интервал 1732 – 1800 м.

Рассчитываем коэффициент аномальности, коэффициент гидроразрыва по формулам:

kа Рпл 17, 26 0.97

вgH 1000 9.81 1800 

Ргр 26,33

Кг   1.49

вgH 1000*9.81*1800

Рассчитываем значение относительной плотности бурового раствора в интервале.

отн k kз а 1.05 0.97 1,01

max = 1.11,т.к.

г/см3

???? ∙ ???? ∙ ℎ 1000 ∙ 9,81 ∙ 1800

Интервал 1800 – 1880 м.

Рассчитываем коэффициент аномальности, коэффициент гидроразрыва по формулам:

kа Рпл 19,36 1,04

вgH 1000 9.81 1880 

Ргр 28.37

Кг   1.53

вgH 1000*9.81*1880

Рассчитываем значение относительной плотности бурового раствора в интервале.

отн k kз а 1.05 1,04 1,09

max = 1.18,т.к.

г/см3

???? ∙ ???? ∙ ℎ 1000 ∙ 9,81 ∙ 1880

Полученные в результате расчётов значения записываем в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 - Результаты расчетов

Глубина, м.

Ка

????отн

????????????????

Кгр

0 – 350

0,92

1,01

1,35

1,45

350-683

1,02

1,12

1,24

1,51

683-1200

1,07

1,12

1,22

1,55

1200-1308

1,14

1,19

1,33

1,6

1308-1626

1,11

1,16

1,27

1,57

1626-1674

1,41

1,48

1,56

1,78

1674-1732

1,16

1,21

1,3

1,61

1732-1800

0,9

1,01

1,11

1,01

1800-1880

1,04

1,09

1,18

1,53




Исходя из найденных коэффициентов аномальности, гидроразрыва и плотности бурового раствора строим график совмещённых условий бурения

(рисунок 3.1).



Рисунок 3.1 - График совмещенных условий бурения

Расчет диаметров обсадных колонн.

На втором этапе разработки конструкции скважины после того, как было определено необходимое количество обсадных колонн, приступаем к согласованию обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу-вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины. Диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебета нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины.

Расчетный диаметр долота определяется по формуле:

Дд ДM.  2, (3.3)

где ДМ – наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны по

ГОСТ 632-80;

2∆ – разность диаметров по таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны

Номинальный диаметр обсадной колонны, мм

Разность диаметров 2∆, мм

Номинальный диаметр обсадной колонны, мм

Разность диаметров 2∆, мм

114,3

15,0

273,1

35,0

127,0

298,5

139,7

20,0

323,9

35-45,0

146,1

426,0

168,3

25,0





244,5







Дд находится ближайший Затем по расчетному диаметру


нормализованный диаметр Дв.т.к из типоразмеров ГОСТ 20692-80. Внутренний диаметр обсадной колонны рассчитывается по формуле:

Дв.т.к Дэ  (68), (3.4)

где Дд - номинальный диаметр долота;

6-8 – радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, необходимым для свободного прохода долота внутри обсадной трубы.

В нашем случае конечный диаметр эксплуатационной колонны, установленный заказчиком равен 168 мм. Эксплуатационная колонна

Нормализованный диаметр эксплуатационной трубы по ГОСТ 632-80 Дэ.к. =168,3 мм с максимально допустимой толщиной стенки δтр=10,6 мм; наружный диаметр муфты ДМ =187,7 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

Дд =187,7+25=212,7 мм,

Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну по 20692-2003 Дд =215,9 мм.

2. Промежуточная колонна

Определяем внутренний диаметр промежуточной колонны

Дв.т.к Дэ.к. (68) (3.5)












где

Дэ.к. – диаметр эксплуатационной колонны.

6-8 – радиальный зазор между обсадной колонной и долотом

Дв.т.к  215.98  223.9 мм

Определяем наружный диаметр промежуточной колонны











Дн.т.к. Дв .т.к2



(3.6)

где

Дв.т.к – внутренний диаметр промежуточной колонны, мм







δ – толщина стенки колонны, для расчетов принимаем равную δ=10 мм.

Дн.т.к.  223.920  243.9

По ГОСТ 632-80 определяем ближайший, Дн.т.к = 244,5 мм, Дм = 269,9 мм.

Определяем диаметр долота под промежуточную колонну

Дд ДM.  2 (3.7)

где dм – диаметр муфты промежуточной колонны, dм = 269,9 мм;

2∆ – разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны, 2∆ =

25 мм

Дд