= 186 мм;

Диаметр долота для бурения под хвостовик определяем по формуле:
D_дэк = D_мэк + 2δ, (21)
где - Диаметр долота для бурения под хвостовик, мм;

- Диаметр муфты хвостовика, мм;

– зазор между муфтой и стенкой скважины, мм;
D_дэк = 114 + 2 ∙ 12,5 = 139 мм.
По ГОСТ 20692-75 принимаем = 139,7 мм

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны определяем по формуле:
d_ПК = D_дэк + (4 - 6), (22)
где - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм;

- диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну, мм;
d_ПК = 139,7 + (4 - 6) = 143,7 - 145,7 мм.
Принимаем трубу с наружным диаметром:

= 168 мм, = 188 мм.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну определяется по формуле:
D_дк = D_мк + 2, (23)
где - диаметр долота для бурения под эксплуатационную колону, мм;

- диаметр муфты эксплуатационной колонны, мм;

- зазор между колонной и стенками скважин, мм;
D_дк = 188 + 2 ∙ 12.5 = 213 мм.
Принимаем = 219,1мм.

Принимаем трубу с наружным диаметром:

= 244,5 мм, = 270 мм.

Диаметр долота для бурения под техническую (промежуточную) колонну определяется по формуле:
D_дк = D_мк + 2, (24)
где - диаметр долота для бурения под техническую (промежуточную) колонну, мм;

---

- диаметр муфты технической (промежуточной) колонны, мм;

- зазор между колонной и стенками скважин, мм;
D_дк = 270 + 2 ∙ 15 = 300 мм.
Принимаем = 295,3 мм.

Внутренний диаметр кондуктора определяем по формуле:
D_к = D_дк + (4 - 6), (25)
где - внутренний диаметр кондуктора, мм;

- диаметр долота бурения под промежуточную колонну, мм;
D_к = 295,3 + (4 - 6) = 299,3 - 301,3 мм.
Принимаем колонну с наружным диаметром:

D_дк = 324 мм, D_мн = 351 мм.

Диаметр долота для бурения под кондуктор определяем по формуле:
D_дк = D_мн + 50, (26)
где - диаметр долота бурения, мм;

- диаметр муфты кондуктора, мм;
D_дк = 351 + 2 ∙ 25 = 401 мм.
Принимаем диаметр долота для бурения под кондуктор:

D_дк = 393,7 мм.

Внутренний диаметр направления определяем по формуле:
= 393,7 + (4 - 6) = 397,7 – 399,7
Принимаем колонну с наружным диаметром:
= + 50, (27)
где диаметр долота бурения, мм

диаметр муфты направления, мм
= 451 + 2 ∙ 25 = 501
Принимаем диаметр долота для бурения под направление:

D_дк = 490 мм.



Рисунок 2 – Схема конструкции скважины

2.2.3 Типы и параметры буровых растворов по интервалам бурения, рецептура химобработка буровых растворов
В интервале от 0 м да 30 м используется глинистый буровой раствор с параметрами:

---

= 1,08г/ , УВ = 80-90 сек, рН = 8,0-9,5;

В интервале от 30 м до 350 м используется полимер-глинистый буровой раствор с параметрами: = 1,15г/ ;УВ = 35-60 сек; ПВ = 15-25 сек; рН = 8-9;

В интервале от 350 м до 2370 м используются Полиакриламидный буровой раствор с параметрами: = 1,18 г/ УВ = 35-60с; ПВ = 12-25сПз; ДНС = 15 - 28 фунт/100кв.фут; рН = 8-9; ПФ 6-8 /30мин; смазка < 1%; МВТ 4кг/ ; К 1 мм; СНС 10с/10мин = 3-12/5-18фнт/100фт2;

В интервале от 2370 м до 3020 м используются Известково-гипсовый буровой раствор = 1,14г/ ;pH = 9-11; % песка = 1%; Тест МВТ = < 2 %; СНС 10с/10мин = 4-12/6-18фнт/100фт2; ПВ = 12-20сПз; УВ = 40-60 сек;

В интервале от 3020 м до 3040 м используется гипсоизвестковый буровой раствор: = 1,04г/ ; УВ= 40-60 сек; ПВ = 12-25сПз; ДНС = 12-25 фунт/100фут2; рН = 9 – 11;ПФ ≤ 5 /30 мин; Тест МВТ 2 %; смазка 3-6 %; % песка 0,5 %;

В типовой химический состав полимерного бурового раствора входят полимеры органических веществ такие как: полиэтилен, полиацетилен, бутадиены.

2.2.4 Расчет плотности буровых растворов при бурении под эксплуатационную колонну

Исходные данные:

2521-2874м = 27 МПа

2874-3083м

---

= 28 МПа

Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле:
, (28)
a - коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым
a = 1.05 т.к 1200 м
кг/
кг/
Максимальное значение = 1072,94 кг/

Рассчитаем предельно-допустимое давление бурового раствора с учетом допустимой репрессии на пласт
, (29)


С учетом пластовых давлений и возможных осложнений при бурении интервала, а также исходя из опыта бурения на месторождении принимаем расчётную плотность бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта равную 1124,55 кг/

2.2.5 Выбор способа цементирования и тампонажных материалов для цементирования эксплуатационной колонны

Исходные данные:

= 3344 м - глубина скважины по профилю,

Н = 3040 м - по вертикали;

= 650 м - высота столба цементного раствора за обсадной колонной после продавки по вертикали, 1212 м – по профилю;

= 850 м - высота столба бурового раствора за обсадной колонной после продавки;

= 24,1 МПа - давление гидроразрыва продуктивного пласта

---

;

= 1140 кг/ - плотность бурового раствора последнего интервала бурения;

= 1920 кг/ - плотность цементного раствора

Пласты, в которых возможен гидроразрыв пород:
2521-2874 м = 18,9 МПа

2874-3083 м = 24,1 МПа
Решение:

Плотность жидкости за колонной, при которой невозможен гидроразрыв пласта:
, (30)

где К - коэффициент превышения давления гидроразрыва пласта над гидростатическим давлением, К = 1,1.

- глубина подошвы пласта, м.
кг/
кг/

Минимальная плотность жидкости при которой невозможен гидроразрыв пласта = кг/

Средняя плотность жидкости за колонной при окончании цементирования в одну ступень:
, (31)
кг/ .
Из расчета видно, что , то есть необходимо применять двухступенчатое цементирование.

2.2.6 Расчет эксплуатационной колонны на прочность

Исходные данные:

L_скв = 3344 м - глубина спуска эксплуатационной колонны по профилю;

Н = 3020 м - глубина спуска эксплуатационной колонны по вертикали;

D_эк=178 мм - диаметр эксплуатационной колонны

---

Смотрите также файлы

• Первое высшее техническое учебное заведение россии министерство науки и высшегообразования и российской федерации.docx

• Врачебнопедагогический контроль на занятиях в специальных медицинских группах.pdf

• Значение античной культуры.docx

• Влияние малоактивного образа жизни на здоровье человека.docx

• Программные вопросы для зачёта по дисциплине Экономическая теория.docx