gn="justify"> Градієнт тиску поглинання=15867 Па/м.
3.4.1 Розрахунок діаметрів обсадних колон і доліт
Геологічна служба підприємства обумовлює діаметр експлуатаційної колони. У даному курсовому проекті використовуються обсадні колони з короткою різьбленням. Діаметри обсадних колон, глибини спуску яких розраховують знизу-вгору.
1) Сумарний очікуваний дебіт нафти в свердловині: Q=65м3/добу.
За довідковими даними [5] вибираємо діаметр експлуатаційної колони рівним
D е=127 мм. Діаметр муфти для цих труб 146 мм.
2) Визначаємо діаметр долота для буріння під експлуатаційну колону:
Відповідає діаметру долота з довідника 161мм.
3) Внутрішній діаметр проміжної колони:
Труби вибираємо по ГОСТ 632-80:
,
) Діаметр долота для буріння під проміжну колону:
Відповідає діаметру долота з довідника
5) Внутрішній діаметр кондуктора:
Вибираються труби ГОСТ 632-80:
,
) Діаметр долота для буріння під кондуктор:
Відповідає діаметру долота з довідника
) Внутрішній діаметр напрямки:
Вибираються труби ГОСТ 632-80:
,
) Діаметр долота для буріння під напрямок:
Відповідає діаметру долота з довідника
3.4.2 Визначення параметрів конструкції свердловини
При вивченні геологічного розрізу в ньому виділяються інтервали з неспільними умовами буріння. Неспільними вважаються умови в тих суміжних інтервалах, які за показниками пластових тисків (коефіцієнт аномальності пластового тиску ka) і тисків гідророзриву (індекс тиску поглинання k п) неможливо проходити відкритим стовбуром з буровим розчином однієї щільності без загрози виникнення небезпеки у вигляді перетоків.
Для поділу розрізу на інтервали з неспільними умовами будується суміщений графік тисків, на якому по інтервалах глибин відкладаються відомі значення коефіцієнта аномальності пластового тиску ka, індексу тиску поглинання kп і відповідні значення відносної щільності бурового розчину.
1) Розраховуємо коефіцієнт аномальності пластового тиску ka:
,
де: Р пл - Пластовий тиск, Па;
h - Глибина від гирла до розглядуваного перерізу, м;
? в - щільність води, кг/м 3;
g - прискорення вільного падіння, м/с 2;
При глибині h від 0 до 341 м:
2) Індекс тиску поглинання k п розраховуємо за такою формулою:
,
де: Рпогл - тиск поглинання, Па;
При глибині h від 0 до 341 м:
) Відносна щільність бурового розчину розраховуємо за такою формулою:
,
де: - коефіцієнт запасу, що визначає репресії на пласт,
=1,1-1,15 (h lt; 1200 м),=1,05 (h gt; 1200 м).
При глибині h від 0 до 341 м:
Занесемо значення, і в таблицю 5:
Таблиця 5
Глибина, м 0-34111,11,506341-9001,11,211,57900-28131,151,20751,592813-29131,171,231,62
3.4.3 Вибір бурових розчинів
При проектуванні технологічного процесу буріння колонкових, розвідувальних та експлуатаційних свердловин на тверді, рідкі та газоподібні корисні копалини особлива увага приділяється, визначенню складу і властивостей бурових розчинів (промивних рідин) і газоподібних агентів, що знаходяться в безперервній і примусовою циркуляції.
У зв'язку з різноманіттям гірничо-геологічних умов буріння свердловин такі вимоги пред'являється до промивної рідини як:
§ зміцнення стінок свердловини в пухких, нестійких породах;
§ урівноваження високих пластових тисків шляхом забезпечення відповідного гідростатичного тиску;
§ закупорювання тріщин і зон з низькими пластовими тисками;
§ запобігання розчинності і набухання разбуріваемих порід;
§ забезпечення хорошого виходу керна в пухких, слабосцементірованних породах;
§ утримання шламу в підвішеному стані в стовбурі свердловини при припиненні циркуляції
- не можуть бути задоволені якої-небудь однієї універсальної промивної середовищем. Тому в практиці буріння свердловин застосовуються різні види циркулюючих агентів.
Тип і параметри циркулюючих агентів вибираються з урахуванням:
