Файл: Курсовой проект защищен с оценкой Иркутск 2023 г. Министерство науки и высшего образования рф федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Иркутский национальный исследовательский технический университет.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 08.02.2024

Просмотров: 133

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.




      1. Выбор способа вскрытия продуктивного горизонта и конструкции

призабойной части скважины

В зависимости от строения залежи литологического состава породы-коллектора, его устойчивости в стенках скважины, пластового давления, насыщенности продуктивного пласта нефтью или газом применяются различные схемы вскрытия. Для данной скважины выбирается схему 2.

Схема 2 – отличается от первого тем, что после разбуривания в скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, затем цементируют. Для сообщения плотности эксплуатационной колонны с продуктивном пластом ее перфорируют (простреливают большое число отверстий). Метод применяется при вскрытие неоднородных по составу флюидов, малых перемещающихся пропластков, т.е. когда требуется селективная эксплуатация. Параметры промывочной жидкости, как правило, при вскрытии не меняются


Рисунок 3.3 – Метод вхождения в продуктивную толщу


      1. Расчет диаметров буровых долот и обсадных колонн

Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накоплен­ного опыта строительства скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облег­чение конструкции скважины с учетом имеющегося опыта. Если буровые работы в данном районе ранее не проводились и имеются сомнения в достоверности представленного геологического разреза, то в конструкции первой скважины может быть преду­смотрена резервная колонна на случай возникновения непредви­денной ситуации.

Расчет конструкции скважины производим по методу снизу–вверх, т.е. расчет начинаем с эксплуатационной колонны.

Расчеты диметров буровых долот и обсадных колонн произведены в соответствии с рекомендациями [4].
1. Расчеты эксплуатационной колонны
1.1. Расчет (выбор) диаметра эксплуатационной колонны
Диаметр эксплуатационной колонны определен Заказчиком и составляет Dэ.к. = 178 мм.
1.2. Расчет диаметра долота для бурения под эксплуатационную колонну

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентированным радиальным зазором 2а, который определен в зависимости от диаметра обсадной колонны (табл. 3).

Расчетный диаметр долота Dд.э для бурения под эксплуатационную колонну определяется по формуле (3.21).


Dд.э. = dм.э + 2а, мм
(3.21)




где
Dд.э – расчетный диаметр долота для бурения под

эксплуатационную обсадную колонну, мм;

dм.э. – наружный диаметр соединительной муфты эксплуатационной

обсадной ко­лонны по ГОСТ 632-80, мм;

(диаметр муфты определяется по таблице 4)

2а - разность диаметров между долотом для бурения под

эксплуатационную обсадную колонну и муфтой

эксплуатационной обсадной трубы, мм (Таблица 3).




Dд.э. = dм.э + 2а = 198 + 25 = 223 мм


Затем по расчетному диаметру Dд.э. долота для бурения под эксплуатационную колонну находится ближайший нормализованный диаметр Dд.э. из нормального ряда долот по ГОСТ 20692-80 (Табл. 2).

Dд.э. = 222,3 мм


  1. Расчеты кондуктора




    1. Расчет диаметра кондуктора

По нормализованному диаметру долота Dд.пр для бурения под промежуточную обсадную колонну по формуле (3,28) определяется расчетный внутренний диаметр кондуктора dвн. к., через которую это долото должно свободно пройти:



dвн. к. = Dд.к. + Δ, мм
(3.22)




где
dвн. пр – расчетный внутренний диаметр кондуктора, мм;

Dд.пр – расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор, мм;

Δ - радиальный зазор между долотом для бурения под

эксплуатационную обсадную колонну и стенками промежуточной

обсадной трубы, Δ = 5-10 мм; принимаем Δ =10 мм, как верхний

предел для обсадных труб большого диаметра).




dвн. к. = Dд.к. + Δ = 222,3 + 10 = 232,3 мм


Дальнейший расчет по формуле (3,29) сводится к определению расчетного наружного диаметра кондуктора dн.к.


dн.к. = dвн.к. + 2δтр, мм
(3.23)




где
dн.к. – расчетный наружный диаметр кондуктора, мм;

dвн.к. – расчетный внутренний диаметр кондуктора, мм;

δтр - толщина стенки кондуктора, мм;

(для кондуктора используем обсадные трубы с толщиной стенки

δтр = 12 мм).




dн.к. = dвн.к. + 2δтр, = 232,3 + 2*12 = 256,3 мм


По определенному (расчетному) наружному диаметру dн.к кондуктора с использованием ГОСТ 632-80 (Табл. 4) подыскивается нормализованный (стандартный) наружный диаметр кондуктора. dн.к = 273 мм.
3.2. Расчет диаметра долота для бурения под кондуктор

Расчетный диаметр долотаDд.к. для бурения под кондуктор определяется по формуле (3,30).


Dд.к. = dм.к. + 2а, мм
(3.24)




где
Dд.к. – расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор, мм;

dм.к. – наружный диаметр соединительной муфты кондуктора по ГОСТ

632-80, мм; (диаметр муфты определяется по табл. 4;

dм.к. = 299 мм);

2а - разность диаметров между долотом для бурения под

кондуктор и муфтой обсадной трубы – кондуктора (Таблица 3);

2а = 25 мм.




Dд.к. = dм.к. + 2а = 299 + 25 = 324 мм


Затем по расчетному диаметру Dд.к. долота для бурения под кондуктор находится ближайший нор­мализованный диаметр долота Dд.к. из нормального ряда долот по ГОСТ 20692-80 (Табл. 2). Dд.к. = 320 мм.
3. Расчеты направления
3.1. Расчет диаметра направления

По нормализованному диаметру долота Dд.к. для бурения под кондуктор по формуле (3,31) определяется расчетный внутренний диаметр направления dвн. н., через которую это долото должно свободно пройти:


dвн. н. = Dд.к. + Δ, мм
(3.25)




где
dвн. пр – расчетный внутренний диаметр направления, мм;

Dд.к – нормализованный диаметр долота, используемого для бурения под

обсадную колонну – кондуктор, мм;

Δ - радиальный зазор между долотом для бурения под

обсадную колонну – кондуктор и стенками направления – обсадной

трубы, Δ = 10 мм.




dвн. н. = Dд.к. + Δ = 320 + 10 = 330 мм


Дальнейший расчет по формуле (3,32) сводится к определению расчетного наружного диаметра направления dн.н..



dн.н. = dвн.н. + 2δтр, мм
(3.26)




где
dн.н. – расчетный наружный диаметр направления, мм;

dвн.н. – расчетный внутренний диаметр направления, мм;

δтр - толщина стенки обсадной трубы – направления, мм;

для направления используются обсадные трубы с толщиной стенки

δтр = 10 мм.




dн.н. = dвн.н. + 2δтр, = 330 + 2*10 = 354 мм


По определенному (расчетному) наружному диаметру dн.н направления с использованием ГОСТ 632-80 (Табл. 4) подыскивается нормализованный (стандартный) наружный диаметр направления. dн.н. = 351 мм.


    1. Расчет диаметра долота для бурения под направление

Расчетный диаметр долота Dд.н. для бурения под направление определяется по формуле (3,33).


Dд.н. = dм.н. + 2а, мм
(3.27)




где
Dд.н. – расчетный диаметр долота для бурения под направление, мм;

dм.н. – наружный диаметр соединительной муфты направления по ГОСТ

632-80, мм; (диаметр муфты определяется по табл. 4;

dм.н. = 376 мм;

2а - разность диаметров между долотом для бурения под

кондуктор и муфтой обсадной трубы – направления (Табл. 3);

2а = 45 мм.




Dд.н. = dм.н. + 2а = 376 +45 = 421 мм


Затем по расчетному диаметру Dд.н. долота для бурения под направление

Смотрите также файлы