Файл: Курсовой проект защищен с оценкой Иркутск 2022 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: 35

Скачиваний: 0

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




где
Кгр – коэффициент давления гидроразрыва;

Ргр - давление поглощения пласта, МПа;

Н - расстояние от поверхности до рассматриваемого

сечения (интервала), м.

– плотность пресной воды, кг/м3, = 1000 кг/м3

– ускорение свободного падения, м/с2 , = 9,81 м/с2.


Коэффициент гидроразрыва можно определить по упрощенной формуле 2.6.1.


Кгр =

(2.6.1)




где
Кгр – коэффициент давления гидроразрыва;

Ргр – давление гидроразрыва, МПа;

100 – коэффициент;

Н - расстояние от поверхности до рассматриваемого

сечения (интервала), м.


Расчет по представленным формулам выполнен и занесен в таблицу 2.2
Таблица 2.2 - Совмещенный график давлений, глубина спуска обсадных колон

Глубина, м
Литологический разрез
Давление, МПа
Коэффициент
Коэффициент аномальности Ка, индекс давления гидроразрыва Кгр, относительная плотность бурового раствора, рбр
Глубина спуска обсадных колонн

Пласто-вое
Гидро-разрыва
Ка
Кгр






40
Супеси, суглинки, песчаники
0,38
0,68
0,95
1,7
. . . . . . . . . . . . . . . . .



90
Доломиты, известняки
0,86
1,53
0,95
1,7
1.0 1.5 2.0



212
Доломиты, соли
2,01
3,60
0,95
1,7






248
Доломиты, известняки
2,36
4,22
0,95
1,7






620
Доломиты, соли
5,89
10,54
0,95
1,7






640
Доломиты, известняки
6,40
11,2
1,00
1,75






747
Доломиты, соли
7,47
13,07
1,00
1,75






850
Интрузивные породы (долериты)
8,50
14,88
1,00
1,75






996
Доломиты, известняки
9,96
17,43
1,00
1,75






1106
Доломиты, ангидриты
11,06
19,36
1,00
1,75






1188
Доломиты, известняки, соли
11,88
20,79
1,00
1,75






1512
Доломиты, аргиллиты
15,12
26,46
1,00
1,75






1620
Доломиты, мергели
16,20
28,35
1,00
1,75






1740
Доломиты, аргиллиты, ангидриты
17,40
30,45
1,00
1,75






1826
Доломиты, мергели, ангидриты
18,26
31,96
1,00
1,75






1930
Песчаники, алевролиты, известняки
19,30
33,78
1,00
1,75








2.3.2 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 выбираем 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 2.3. – Метод вхождения в продуктивную толщу

2.3.3 Расчет диаметров буровых долот и обсадных колонн
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 (таблица 3).

Расчетный диаметр долота Dд.э для бурения под эксплуатационную колонну определяется по формуле 2.3.3.


Dд.э. = dм.э + 2а, мм
2.3.3




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




dвн. пр. = Dд.э. + Δ, мм
(2.4.3)




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

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

кондуктор, мм;

Δ – радиальный зазор между долотом для бурения подэксплуатационную обсадную колонну и стенками кондуктора

Δ = 5-10 мм (причем 5 мм нижний предел для обсадных труб малого

диаметра).




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


Дальнейший расчет по формуле (2.5.3) сводится к определению расчетного наружного диаметра промежуточной обсадной колонны dн.пр..


dн.пр. = dвн.пр. + 2δтр, мм
(2.5.3)




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

dвн.пр – расчетный внутренний диаметр кондуктора, мм;

δтр - толщина стенки кондуктора, мм;

(Для кондуктора рекомендуется использовать обсадные трубы с толщиной стенки δтр = 12 мм).




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


Принимаем 273 мм

Расчетный диаметр долота Dд.пр. для бурения под промежуточную обсадную колонну определяется по формуле (2.6.3).


Dд.пр. = dм.пр. + 2а, мм

(2.6.3)




где
Dд.пр – расчетный диаметр долота для бурения под промежуточную

обсадную колонну, мм;

dм.пр. – наружный диаметр соединительной муфты промежуточной

обсадной ко­лонны по ГОСТ 632-80, мм;

(диаметр муфты определяется по таблице 4);

2а - разность диаметров между долотом для бурения под

промежуточную обсадную колонну и муфтой

промежуточной обсадной трубы, мм (Таблица 3).




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


По нормализованному диаметру долота Dд.пр для бурения под промежуточную обсадную колонну по формуле (2.7.3) определяется расчетный внутренний диаметр кондуктора dвн. к., через которую это долото должно свободно пройти:


dвн. к. = Dд.пр. + Δ, мм

(2.7.3)




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

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

промежуточную обсадную колонну, мм;

Δ – радиальный зазор между долотом для бурения под

эксплуатационную обсадную колонну и стенками

промежуточной обсадной трубы, Δ = 5-10 мм, причем 10 мм

верхний предел для обсадных труб большого диаметра.




dвн. к. = Dд.пр. + Δ =348,2+ 10 = 358,2мм


Дальнейший расчет по формуле (2.8.3) сводится к определению расчетного наружного диаметра обсадной трубы – кондуктора dн.к.



dн.к. = dвн.к. + 2δтр, мм

(2.8.3)



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

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

δтр - толщина стенки кондуктора, мм;

для кондуктора рекомендуется использовать обсадные трубы с

толщиной стенки δтр = 10-12 мм.




dн.к. = dвн.к. + 2δтр = 358,2 + 2*12 = 382,2мм


Расчетный диаметр долота Dд.к. для бурения под кондуктор определяется по формуле (2.9.3).


Dд.к. = dм.к. + 2а, мм
(2.9.3)




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 таблице 4)

2а - разность диаметров между долотом для бурения под

кондуктор и муфтой обсадной трубы – кондуктора, мм




Dд.к. = dм.к. + 2а = 351 + 25 = 386 мм


По нормализованному диаметру долота для бурения под кондуктор Dд.к. по формуле (2.10.3) определяется расчетный внутренний диаметр направления dвн. н., через которую это долото должно свободно пройти:


dвн. н. = Dд.к. + Δ, мм
(2.10.3)




где
dвн. пр – расчетный внутренний диаметр направления – обсадной трубы,

мм;

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

обсадную колонну – кондуктор, мм;

Δ – радиальный зазор между долотом для бурения под кондуктор

– обсадную колонну и стенками направления – обсадной трубы,

Δ = 10 мм.




dвн. н. = Dд.к. + Δ = 393,7 + 10 = 403,7 мм


Дальнейший расчет по формуле (2.11.3) сводится к определению расчетного наружного диаметра направления dн.н..



dн.н. = dвн.н. + 2δтр, мм
(2.11.3)

Смотрите также файлы