Реферат Гідравлічна програма промивання свердловини родовища

Тема: Курсовые проекты

олони.

Приймається діаметр напрямки II за ГОСТом 632-80 0,324 м

Визначається діаметр долота під напрямки II

Приймається діаметр долота за ГОСТом 20692-75 0,3937 м.

Визначається діаметр напрямки I.

Приймається за ГОСТом 632-80 діаметр напрямки I 0,426 м.

Визначається діаметр долота під напрямок I.

д н=dмн + 2 *? =0,451 + 2 * 0,04=0,531 м

Приймається діаметр долота за ГОСТом 20692-75 рівний 0,490 м.

2.2 Вибір і розрахунок профілю свердловини

Вхідні дані за профілем похило спрямованих свердловин

Похило спрямовані свердловини Профіль: Вертикальний ділянку Ділянка набору зенітного кута Участок природного зниження зенітного кута Участок добора зенітного кута Участок природного зниження зенітного углаГлубін свердловини по вертикалі, м 1620Проложеніе, м 660Вертікальний ділянку , м 120Інтенсівность набору зенітного кута, град/10 м 1Інтенсівность зниження зенітного кута, град/100 м 1

Профіль стовбура свердловини

Участок стволаЗенітний кут, градПроекцііДліна по стовбуру, м№в початку інтервалав кінці інтервалаВертікальная h, мГорізонтальная а, м1Вертікальний0012001202Набор угла021,2206392103Наклонно-прямолінейний21,221,298638210584Добор угла21,245,01981292385Наклонно-прямолінейний45,0 45,0 110110156Общее1620499,41782

Основний профіль свердловини з проложением 660 м повинен відповідати двом основним вимогам: бути економічно доцільним і технічно легко здійсненним.

В умовах Софьінского родовища найбільш раціональним вважаю пятіінтервальний профіль, що складається з п'яти ділянок: вертикального, ділянки набору зенітного утла, похило-прямолінійний, добора кута і похило - прямолінійного.

При цьому:

обеспеченівается повне відпрацювання доліт d=215,9 мм при мінімальному їх кількості;

- інтенсивність викривлення відбувається відповідно до існуючих вимог в інтервалі набору зенітного кута.

Даний профіль дозволяє забезпечувати вільне проходження обсадних колон діаметром 168 мм, КНБК для буріння ділянки стабілізації, промислово-геофізичного обладнання, узвіз насосного та іншого обладнання при експлуатації свердловини.

Розрахунок профілю проводиться за допомогою програми на комп'ютері.

3. Вибір бурового розчину

.1 Обгрунтування щільності промивної рідини та обгрунтування витрати промивної рідини

Обгрунтування щільності промивної рідини

Щільність промивної рідини, що застосовується при розбурюванні заданого інтервалу, слід визначати, виходячи з двох умов:

. Створення протитиску, що перешкоджає притоку в свердловину пластових рідин і газів;

. Запобігання гідророзриву найбільш слабких пластів;

де- значення коеф?? ціента репресії

- коефіцієнт безпеки, залежить від вивченості місцевості

Напрям I 0-20:

г/см3;

Напрям II 20-40:

г/см3;

Кондуктор 40-80:

г/см3;

Технічна колона 80-380:

г/см3;

Експлуатаційна колона 380-1782:

Виходячи з досвіду буріння, а також від вивченості місцевості приймаємо такі параметри промивальної рідини:

Інтервал, мПараметри промивної рідини? ПЖ, г/см 3 УВ, з? 0, Па?, МПа · с20-380 380-1575 1575-17821,01 - 1,03 1,05 1,1220-50 25-50 35-551,5-4 4-8 8-128 12 20

Обгрунтування витрати промивної рідини

При вирішенні даної задачі необхідно знати середню швидкість течії рідини в кільцевому просторі, що забезпечує винос вибуренной породи зі свердловини, а так само значення витрати, що забезпечує ефективну очистку вибою свердловини від шламу;

Q ЕО=q · S з;

Q ВШ=V кп · S кп;

qгзд=0,6;

Sз =;

Vкп =;

;

Dс=Dд · Ку;

де Ку - коефіцієнт розширення стовбура свердловини:

Ку=1,03 - для твердих порід;

Ку=1,1 - для м'яких порід;

Ку=1,06 - для порід середньої твердості

Напрям I 0-15: