Файл: Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная.rtf

Тогда D_д.р.= 153,7 + 21 = 174,7 мм.

Выбираем нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20692-80.

D_д.н.= 190,5 мм > 174,7 мм. Долотом этого диаметра придётся бурить глины чокракского горизонта, которые, по опыту ранее пробуренных скважин на этой площади, отмечены повышенным содержанием каверн. Применение растворов нейтральных к проходимым породам, увеличение плотности раствора, добавление смазывающих добавок имело побочные эффекты и не решало полностью всех проблем. Бурение долотом диаметром 190,5 мм приводило к неоднократным поглощениям бурового раствора, “недоходам” эксплуатационных колонн до проектной глубины, подъёмам колонн и т.п. Сравнивая технико-экономические показатели строительства предыдущих скважин, выбираем долото меньшего диаметра 165,1 мм с последующим расширением ствола скважины расширителем диаметром 138/190.

Рассчитаем внутренний диаметр потайной колонны по формуле:
d_п.к= D_д.н.+ 2∆ (2.14)

Тогда d_П.К. = 165,1+14=179,1 мм.
Выбираем ближайший нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 d_П.К. = 193,7 мм, наружный диаметр муфты d_м = 215,9 мм, согласно табл. 2.4 [2].

Расчетный диаметр долота для бурения под потайную колонну определяем по формуле 2.13:

D_д.р.= 215,9 + 21,8 = 237,7 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под потайную колонну по ГОСТ 20692-80:

D_д.н.= 244,5 мм > 237,7 мм.

Для улучшения технико-экономических показателей наиболее оптимальным решением будет бурение под потайную колонну долотом диаметром 215,9 мм с последующим расширением ствола скважины расширителем диаметром 215/245 мм.

Рассчитаем внутренний диаметр промежуточной колонны по формуле 2.14:

D_ПР.К.

---

= 215,9 +14=229,9 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 d_ПР.К.=244,5 мм, наружный диаметр муфты d_М = 269,9 мм.

Расчётный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну определяем по формуле 2.13:

D_д.р.= 269,9 + 24 = 293,9 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под потайную колонну по ГОСТ 20692-80:

D_д.н.= 295,3 мм > 293,9 мм.

Рассчитаем внутренний диаметр кондуктора по формуле 2.14:

d_КОН. = 295,3 +14=309,3 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 d_КОН = 323,9 мм, наружный диаметр муфты d_М = 351,0 мм.

Тогда определим расчётный диаметр долота для бурения под кондуктор по формуле 2.13:

D_д.р.= 351,0 + 24 = 375,0 мм.

Согласно ГОСТ 20692-80 для бурения под кондуктор выбираем ближайший нормализованный диаметр долота 393,7 мм.

Рассчитаем внутренний диаметр направления по формуле 2.14:

d_НАП. = 393,7 +14=407,7 мм.

Исходя из ГОСТ 632-80 выбираем ближайший нормализованный диаметр направления d_НАП = 426,0 мм, наружный диаметр муфты d_М = 451,0 мм.

Тогда расчётный диаметр долота для бурения под направление согласно формуле 2.13:

D_д.р.= 451,0 + 24 = 475,0 мм.

Согласно ГОСТ 20692-80 для бурения под направление выбираем ближайший нормализованный диаметр долота 490 мм.

На основе полученных расчётов составляем таблицу.
Таблица 2.2 - Диаметры и глубины спуска обсадных колонн

---

Название колонны	Глубина спуска, м		Диаметр долота, мм	Диаметр обсадной колонны, мм
	от	до
Направление	0	30	490,0	426,0
Кондуктор	0	1020	393,7	323,9
Промежуточная	0	2450 (2539)	295,3	244,5
Потайная	2215(2290)	2740(2846)	215,9	193,7
Эксплуатационная	0 2215(2280)	2215(2280) 3025(3147)	165,1	139,7

В скобках приведены глубины по стволу скважины.

---

2.2.5 Обоснование высот подъёма тампонажных растворов

Цементированием называется процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов (тампонажной смесью), способной в покое загустевать и превращаться в прочный, практически непроницаемый камень.

Исходя из требований [1], кондуктор, промежуточная, потайная и эксплуатационная колонны цементируются по всей длине, причём потайная колонна цементируется на 250 метров выше башмака промежуточной колонны. Интервалы цементирования приведены в табл. 2.3
Таблица 2.3 - Интервалы цементирования обсадных колонн

Название колонны	Интервалы установки, м						Интервалы цементирования, м
	по вертикали			по стволу
	от	до	от		до	от		до
Кондуктор	0	1020	0		1027	0		1027
Промежуточная	0	2450	0		2539	0		2539
Потайная	2215	2740	2290		2846	2290		2846
Эксплуатационная	0 2215	2215 3025	0 2280		2280 3147	1904		3147

---

2.2.6 Разработка схем обвязки устья скважины

По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной, потайной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки.

Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:

7. 
   Герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства.
   
8. 
   Жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину.
   
9. 
   Возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.
   
10. 
    Восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.
    

Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации. Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления и диаметра обсадных колонн. В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую ГКК и муфтовую ГКМ. Наиболее универсальными являются клиновые головки.

В данном случае этим условиям удовлетворяет колонная головка ОКК2-70-140х245х324, так как в проектируемой скважине давление на устье скважины при опрессовке составляет 12,8 МПа (128 атм.), а обвязываемые обсадные колонны имеют диаметры 140 мм, 245 мм и 324 мм. Следовательно, для обвязки устья скважины принимаем колонную головку ОКК2-70-140х245х324 (ТУ 26-16-183-85).



- фланец; 2 - пробка; 3 - корпус головки; 4 - резиновые уплотнители; 5 - пакер; 6 - клинья; 7 - патрубок; 8 - эксплуатационная колонна; 9 - фланец для установки головки на устье; 10 - фланец промежуточной колонны

Рисунок 2.4 - Колонная головка клиновая
Противовыбросовое оборудование устья скважины выбирается исходя из условия того, что рабочее давление превентора должно быть больше максимально ожидаемого давления на устье скважины при возможном газонефтеводопроявлении, а также диаметр проходного отверстия в превенторе должен быть больше максимального диаметра инструмента, опускаемого в скважину.

---