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

Таблица 33 – Результаты проектирования гидравлической программы промывки скважины

ρкр, кг/м3	φ	dc, м		Vкп, м/с		ΔРзд, МПа			ΔРо, МПа
1450	0,989	0,28067		0,569		4,4			1,6
ΔРг, МПа	ΔРр, МПа	Vд, м/с		Ф, м2		d, мм			ΔРд, МПа
3,6	10	128		0,00034		8,7
КНБК
Кольцевое пространство
Элемент	Reкр		Re кп		Sкп		ΔPкп,Мпа			ΔPмк,Мпа
УБТС2-178	24507		254213		140		0,05			-
УБТС2-146	32795		193807		220		0,004			-
ПК 127-9 Д	37873		169845		269		0,391			0,018
АБТ-147	32531		195257		217		0,682			0,02
3ТСШ1-195	20263		304658		102		0,006			-
Внутри труб
Элемент	Reкр		Re т		λ			ΔPт, Мпа
УБТС2-178	18876		326251		0,0276			0,212
УБТС2-146	18876		326251		0,0276			0,024
ПК 127-9 Д	26117		239450		0,0258			0,586
АБТ-147	30253		208800		0,0251			0,438
3ТСШ1-195	-		-

---

10. 1   ...   16   17   18   19   20   21   22   23   ...   36

---

Технические средства и режимы бурения при отборе керна

Отбор керна в данном проекте не предусматривается.

4. Проектирование процессов заканчивания скважин

Все предусмотренные проектным заданием работы на завершающем этапе бурения объединяют единым термином «заканчивание скважин». Поэтому под заканчиванием скважин понимают комплекс технологических процессов от начала вскрытия продуктивных пластов бурением до окончания их освоения. Этот комплекс включает:

• 
  первичное вскрытие продуктивных работ посредством бурения ствола;
  
• 
  испытание пластов в период бурения;
  
• 
  крепление ствола скважины и разобщение пластов обсадными трубами и тампонажными материалами;
  
• 
  создание фильтра между продуктивными пластами и скважиной;
  
• 
  вторичное вскрытие продуктивных пластов перфорацией;
  
• 
  вызов притока флюида из продуктивных пластов;
  
• 
  исследование эксплуатационных характеристик продуктивных пластов.
  

Все эти процессы включают многочисленные операции как систематические применяемые при бурении (СПО, промывка, регулирование свойств раствор и др.), так и специфические (спуск эксплуатационной колонны, сооружение фильтра, приготовление специальных растворов, цементирование колонны).

1. Расчет обсадных колонн

   1. Расчет наружных избыточных давлений

На ОК скважины действует давление со стороны кольцевого пространства, называемое Р_Н (наружное давление) и действует давление внутри колонны Р_В (внутреннее давление), разность этих давлений составляет Р_НИ. В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. Р_НИ = Р_Н - Р_В; Р_НИ  max. Имеются три таких случая.

Исходные данные к расчету представлены

---

в таблице 34.

Таблица 34 – Исходные данные к расчету обсадных колонн

Параметр	Значение	Параметр	Значение
плотность продавочной жидкости ρпрод, кг/м3	1000	плотность буферной жидкости ρбуф,кг/м3	1050
плотность облегченного тампонажного раствора ρтробл, кг/м3	1400	плотность тампонажного раствора нормальной плотности ρтрн, кг/м3	1900
плотность нефти ρн,кг/м3	700	глубина скважины по вертикали,м	2545
высота столба буферной жидкости h1, м	250	высота столба тампонажного раствора нормальной плотности h2,м	600
высота цементного стакана hст, м	10	динамический уровень скважины hд, м	2000

1. 1   ...   17   18   19   20   21   22   23   24   ...   36

---

случай: при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении

На рисунке 4 представлена схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при снятом устьевом давлении (с учетом выхода буферной жидкости до поверхности) для эксплуатационной колонны.



Рисунок 4 – Схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при снятом устьевом давлении

2. случай:конецэксплуатациискважины

На рисунке 5 представлена схема расположения жидкостей в конце эксплуатации нефтяной скважины (с учетом выхода буферной жидкости до

поверхности) для эксплуатационной колонны.




Рисунок 5 – Схема расположения жидкостей в конце эксплуатации нефтяной скважины

В таблице 35 представлены результаты расчета наружных избыточных давлений в каждой точке при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении.

Таблица 35 – Результаты расчета наружных избыточных давлений

Случай	№ ТОЧКИ	Давление, МПа	Глубина по вертикали, м
		РНИ
Цементирование колонны без выхода ТР на устье	1	0	0
	2	0,12	250
	3	6,57	1895
	4	11,77	2485
	5	11,86	2495
Конец эксплуатации	1	0	0
	2	2,57	250
	3	23,80	1895
	4	30,74	2485
	5	30,86	2495

---