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

, (2.11)

D_kвн= 215,9 + 10 = 225,9 мм.

где – диаметр долота под эксплуатационную колонну, мм;

(10÷14)– зазор для свободного прохода долота внутри кондуктора.

Выбор наружного диаметра обсадных труб для кондуктора D_кнар

производится по результатам расчёта из [5] Выбираем диаметр кондуктора 245 мм.

Расчетный диаметр долота D_{к д расч} для бурения под кондуктор рассчитывается по формуле (2.10.):

D_{к д расч} ≥ 245+ 25 , выбираем долото диаметром – 295,3 мм.

На основании выполненных расчетов необходимо изобразить схему конструкции скважины (пример схемы конструкции скважины представлен в сводной таблице 18.

Таблица 18 – Конструкция скважины

Наименование обсадной колонны	Интервал установки по вертикали, м		Интерва л установк и по стволу, м		Интервал цементировани я по вертикали, м		Интервал цементировани я по стволу, м		Диаметр обсадно й колонны , мм	Диамет р долота, мм
	от	до	о	до	от	до	от	до

Продолжение таблицы 18

Кондуктор	0	1000	0	1018	0	1000	0	1018	244,5	295,3
Эксплуатацио нная колонна	0	2545	0	2590	250	2545	254	2590	146,1	215,9

---

6. 1   ...   9   10   11   12   13   14   15   16   ...   36

---

Разработка схем обвязки устья скважины

Цель раздела – определить необходимость использования противовыбросового оборудования (ОП) и колонной обвязки (КО) для нормальной проводки скважины при вскрытии продуктивного пласта.

Величина максимального устьевого давления составляет 18,0 Мпа (по промысловым данным).

Основные параметры ОП и его составных частей соответствуют требованиям ГОСТ 13862-90.

При выборе конкретной ОП, устанавливаемого на кондуктор либо техническую колонну, условный диаметр определяется с учетом прохода долота для бурения последующей колонны.

В соответствии с указанным выше ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки ОП:

• 
  схемы 1 и 2 – с механическим (ручным) приводом превенторов;
  
• 
  схемы 3–10 – с гидравлическим приводом превенторов.
  

Пятую схему применяют при вскрытии нефтяных и водяных пластов с нормальным давлением. Эта схема, в соответствии с геологическими условиями, является основной при бурении скважин на территории Западной Сибири.

Следовательно, принимаем пятую схему обвязки ОП

• 
  ПВО ОП5 – 180/80х35 (180 – диаметр условного прохода ОП, мм; 80 – диаметр условный прохода манифольда, мм; 35 – рабочее давление, МПа) состоящую из двух плашечных превенторов (один с глухими, другой с трубными плашками) и одного универсального превентора.
  
• 
  колонная головка – ОКК1–21–146х245 (обвязываются кондуктор
  

и эксплуатационная колонна).

3. Углубление скважины

   1. Выбор способа бурения

Выбор способа бурения по интервалам производился с учетом опыта уже пробуренных на месторождении скважин, а также с учетом исходных горно-геологических и технологических условий бурения. Запроектированные способы бурения приведены в таблице 19.

Таблица 19 – Способы бурения по интервалам

---

скважины

Интервал, м			Обсадная колонна		Способ бурения
по вертикали	по стволу
0-40	0-40	Направление		Роторный
40-1000	40-1018	Кондуктор		С применением ГЗД (турбобур)
1000-2590	1018-2950	Эксплуатационная колонна		С применением ГЗД(турбобур)

2. Выбор породоразрушающего инструмента

Для строительства проектируемой скважины на всех интервалах бурения выбраны долота типа PDC, поскольку они позволяют обеспечить максимальное значение величины механической скорости бурения при минимальном количестве рейсов. Выборка долот производилась из продуктовой линии ООО «НПП «Буринтех». Характеристики выбранных долот представлены в таблице 20.

Таблица 20 – Характеристики буровых долот по интервалам бурения

Интервал по стволу, м.		0-1018	1018-2258	2258-2590
Шифр долота		БИТ 295,3 BT 419 СР	БИТ 215,9 В 516 У	БИТ 215,9 ВТ 613
Тип долота		PDC
Диаметр долота, мм		295,3	215,9	215,9
Тип горных пород		М, МС	С	СЗ, Т
Присоединительная резьба	ГОСТ	З-152	З-117	З-117
	API	65/8Reg	41/2Reg	41/2Reg
Длина, мм.		390	385	385
Масса, кг		68	35	35
G, т	Рекомендуемая	2-10	2-10	2-10
	Предельная	10	10	10
n, об/мин	Рекомендуемая	80-440	60-400	60-400
	Предельная	440	400	400

---

3. 1   ...   10   11   12   13   14   15   16   17   ...   36

---