Файл: Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород.doc

 3.15  0.92

_вgH 1000 9.81 350 

Р_гр 4.98

К_г   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 k_а   1.02

_вgH 1000 9.81 683 

Р_гр 10,1

К_г   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 _ Р_{пл } 12,62 _1,07

_вgH 1000 9.81 1200 

Р_гр 18,29

К_г   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 _ Р_{пл } 14,64 _ 1,14

_вgH 1000 9.81 1308 

Р_гр 20,5
1200>

---

К_г   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 _ Р_{пл } 17,86 _1,11

_вgH 1000 9.81 1626 

Р_гр 25,18

К_г   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 _ Р_{пл } 23,26 _1,41

_вgH 1000 9.81 1674 

Р_гр 29,24

К_г   1.78

вgH 1000*9.81*1674

Рассчитываем значение относительной плотности бурового раствора в интервале.

_отн  k k_{з а} 1.05 1,41 1,<sup>48

max</sup> = 1.56,т.к.

г/см³

???? ∙ ???? ∙ ℎ 1000 ∙ 9,81 ∙ 1674

Интервал 1674 – 1732 м.

Рассчитываем коэффициент аномальности, коэффициент гидроразрыва по формулам:

kа _ Р_{пл } 19,74 _ 1,16

_вgH 1000 9.81 1732 

Р_гр 27,39

К_г

---

  1.61

вgH 1000*9.81*1732

Рассчитываем значение относительной плотности бурового раствора в интервале.

_отн  k k_{з а} 1.05 1,16 1,<sup>21

max</sup> = 1.3,т.к.

г/см³

???? ∙ ???? ∙ ℎ 1000 ∙ 9,81 ∙ 1732

Интервал 1732 – 1800 м.

Рассчитываем коэффициент аномальности, коэффициент гидроразрыва по формулам:

kа _ Р_{пл } 17, 26 _ 0.97

_вgH 1000 9.81 1800 

Р_гр 26,33

К_г   1.49

вgH 1000*9.81*1800

Рассчитываем значение относительной плотности бурового раствора в интервале.

_отн  k k_{з 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 _ Р_{пл } 19,36 _1,04

_вgH 1000 9.81 1880 

Р_гр 28.37

К_г   1.53

вgH 1000*9.81*1880

Рассчитываем значение относительной плотности бурового раствора в интервале.

_отн  k k_{з а} 1.05 1,04 1,<sup>09

max</sup> = 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 ^Д_М – 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

Д^д 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 ^Д_М =187,7 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

Д_д =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.

Д_н.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

Д_д

---