Файл: Ский томский политехнический университет институт Институт природных ресурсов Направление нефтегазовое дело Кафедра Бурения скважин бакалаврская работа.docx

Продолжение таблицы 12

1	2	3	4
Пластовое давление проявляющего пласта	Рпл	кгс/см2	253
Глубина кровли проявляющего пласта	L	м	2485
Устьевое давление при закрытом ПВО (по промысловым данным)	Ру	кгс/см2	180,0
Минимально необходимая глубина спуска колонны (расчетная)	Нк	м	914,57

Исходя из опыта бурения разведочных скважин на Приобском месторождении и проведенных расчетов глубину спуска кондуктора принимаем 1000 м. по вертикали (1018 м. по стволу) с установкой башмака в глины покурской свиты.

3. 
   Эксплуатационная колонна
   

Эксплуатационная колонна диаметром 146,1мм спускается на глубину 2545м по вертикали (2590 м. по стволу) и цементируется в две ступени с применением пакера двухступенчатого и манжетного цементирования для предотвращения гидроразрыва пород в процессе цементирования и обеспечения необходимой высоты подъема тампонажной смеси. Первая - с применением расширяющихся тампонажных материалов в интервале продуктивных пластов, вторая - с применением цемента нормальной плотности и облегченного цемента. Для снижения негативного влияния давления столба тампонажного раствора на продуктивный пласт пакер устанавливается с максимальным приближением к нему, при этом установка пакера целесообразна в плотных породах разреза скважины.

Таблица 13 – Число обсадных колонн и глубины их спуска

Название колонны	Номинальный диаметр ствола скважины (долота), мм.	Диаметр колонны, мм.	Интервал спуска, м
			по вертикали	по стволу
1. Кондуктор	295,3	244,5	0 – 1000	0 – 1018
2. Эксплуатационная	215,9	146	0 – 2545	0 – 2590

---

4. 1   ...   8   9   10   11   12   13   14   15   ...   36

---

Выбор интервалов цементирования

В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы

цементирования:

1. 
   Направление, кондуктор, потайные колонны цементируются на всю длину.
   
2. 
   Промежуточные и эксплуатационные колонны цементируются с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на высоту не менее 150 м для нефтяных скважин и не менее 500 м – для газовых.
   
3. 
   При включении в состав обсадных колонн межколонных герметизирующих устройств они должны располагаться на высоте не менее 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин выше башмака предыдущей обсадной колонны, устройства ступенчатого цементирования и узла соединения секций обсадных колонн. В таких случаях высота подъема тампонажного раствора ограничивается высотой расположения межколонного герметизирующего устройства.
   

Таблица 14 – Интервалы цементирования обсадных колонн

Название колонны	Номинальный диаметр ствола скважины (долота), мм.	Диаметр колонны, мм.	Интервал цементирования, м
			по вертикали	по стволу
1. Кондуктор	295,3	244,5	0 – 1000	0 – 1018
2. Эксплуатационная	215,9	146	250 – 2545	254 – 2590

5. Расчет диаметров скважины и обсадных колонн

Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны D_{эк н}, который принимается в зависимости от ожидаемого притока, планируемого диаметра керна и условий опробования

---

, эксплуатации и ремонта скважин. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в зависимости от дебита приведены в таблице 15.

Диаметр эксплуатационной колонны выбирается в соответствии с ожидаемым дебитом залежи (100 м³/сут нефти) – 146,1 мм. Диаметр скважины под каждую колонну рассчитывается с учетом габаритного

размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины.

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

(2.10)

D_{эк д расч} ≥ 166+ 20 , выбираем долото диаметром – 215,9 мм.

где D_{эк м} – наружный диаметр муфты обсадной трубы [5], мм; – разность диаметров ствола скважины и муфты колонны, мм (таблица 16).

Таблица 15 – Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

Нефтяная скважина			Газовая скважина
Суммарный дебит, м3/сут	Ориентировочный диаметр, мм	Суммарный дебит, тыс. м3/сут		Ориентировочный диаметр, мм
1	2	3		4
<40	114,3	<75		114,3
40–100	127,0; 139,7	75–250		114,3–146,1
100–150	139,7; 146,1	250–500		146,1–177,8
150–300	168,3; 177,8	500–1000		168,3–219,1
>300	177,8; 193,7	1000–5000		219,1–273,1

---

Далее выбирается ближайший диаметр долота D_{эк д} в сторону увеличения рассчитанного значения. Рекомендуемые диаметры шарошечных долот (рекомендуются при бурении под направление) и долот PDC (рекомендуются для бурения под последующие колонны) представлены в таблице 17. Величины диаметров долот иностранного производства представлены в соответствующих каталогах на сайтах производителей.

Таблица 16 – Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны

Условный диаметр обсадных труб, мм	Разность диаметров, мм
1	2
114,127 140,146 168, 178, 194, 219, 245, 273, 299	15 20 25 35

Продолжение таблицы 16

324, 340, 351, 377, 426

39–45

Таблица 17 – Рекомендуемые значения диаметров долот

Тип долота	Диаметры, мм
1	2
Шарошечное долото	139,7; 158,7; 161; 190,5; 200; 215,9; 222,3; 250,8; 269,9; 295,3; 311,1; 349,2; 393,7; 444,5
Долото PDC	139,7; 152,4; 165,1; 188,9; 190,5; 214,3; 215,9; 220,7; 243; 269,9; 295,3; 311,2; 393,7

Диаметр кондуктора выбирается из условия проходимости долота для бурения под эксплуатационную колонну внутри него с рекомендуемыми зазорами. Диапазон варьирования внутреннего диаметра кондуктора D_kвнопределяется по формуле:

---