stify"> Глибина свердловини Н=1630 м (по стовбуру 1768 м).
Рівень рідини в свердловині на момент закінчення експлуатації
( по стовбуру 1102,8 м)
Щільність рідини, що заповнює пори цементного каменю
Щільність нафти
) z=0; Рі. н=0
) z=h;
) z=H;
При виборі компоновки експлуатаційної колони повинна виконуватися умова:
Рсм - критичне мнеться тиск обсадних труб, МПа; 1 - коефіцієнт запасу міцності на зминання, для труб знаходяться в зоні експлуатаційного об'єкта n1=1,0 ... 1,3, приймаємо n1=1,15.
Зона експлуатаційного об'єкта включає в себе товщину пласта +50 м по покрівлі (інтервал пласта +1561 (- 50 м) - 1630 м).
Величини зовнішніх надлишкових тисків, які повинні витримувати обсадна колона рівні:
При z=1 511 м (по стовбуру - тисяча п'ятсот дев'яносто два метри) -
При z=1630 м (по стовбуру - тисяча сімсот шістьдесят-вісім м) -
Рис. 3.2 Епюра зовнішніх надлишкових тисків
Розрахунок експлуатаційної колони на внутрішньо надлишковий тиск
Розрахунок колони на надлишкове внутрішній тиск проводять для моменту її випробування гідравлічної обпресуванням в один прийом без пакера опр=22МПа (для Пермського краю)
В якості обпресувальна рідини використовується технічна вода;
- щільність флюїду заповнює пори цементного каменю; Н=1630 м; Н0=533 м - глибина спуску кондуктора.
- внутрішнє зовнішнє тиск при випробуванні колони на герметичність на відповідній глибині.
) z=0; ; 2) z=Н0;
;
) z=Н;
;
Перевірка на міцність
опр lt; Pкр/n
lt; 35,1/1,15=30,52 МПа,
т.е. експлуатаційна колона витримає надлишковий тиск з необхідним запасом.
За отриманими даними будується епюру надмірного внутрішнього тиску (рис. 3.3)
Рис. 3.3 Епюра надмірного внутрішнього тиску
Розрахунок обсадних колон на страгивание
? Qi=qос =? mi * g * l - сумарна вага обсадної колони
Експлуатаційна колона:
Qстр=1130кН, qос=36,1 * 9,81 * 1 768=626,12кНр=Qстр/n=[Qстр]=1130/1,15=982,61кНр gt; Qос умова виконується.
Технологічна колона:
Qстр=1630кНос=53,5 * 9,81 * 533=279,74кНр=Qстр/n=[Qстр]=1630/1,45=1124кНр gt; Qос умова виконується.
Кондуктор:
Qстр=2040кНос=75,8 * 9,81 * 90=66,92кНр=Qстр/n=[Qстр]=2040/1,45=1406,9кНр gt; Qос умова виконується.
Напрям:
Qстр=2510кНос=116 * 9,81 * 10=11,38кНр=Qстр/n=[Qстр]=2510/1,6=1568,75кНр gt; Qос умова виконується.
3.5 Вибір способу буріння
Вибір способу буріння виробляється на основі досвіду раніше пробурених свердловин на довколишніх родовищах з урахуванням особливостей та умов проходки свердловини, а також з розрахунку отримання мінімальних рейсових швидкостей буріння по кожному інтервалу.
Буріння під напрямок діаметром 426 мм рекомендується вести роторним способом долотом діаметром 508 мм.
Буріння під кондуктор діаметром 324 мм рекомендується вести турбінним способом турбобуром 2ТСШ1-240 в поєднанні з долотами діаметром 393,7 мм.
Буріння під технологічну колону діаметром 245 мм рекомендується вести турбінним способом турбобуром 2ТСШ1-240 в поєднанні з долотами діаметром 295,3 мм.
Буріння під експлуатаційну колону діаметром 168 мм проектується вести з використанням турбобуров 2ТСШ - 195 до глибини (по стовбуру) 930 м і від 930-1768 м - Д2-195.
Таблиця 3.5.1 Способи буріння
Інтервал, мНаіменованіе колонниСпособ бурения0-10направлениероторный10-90кондуктортурбинный90-533техн. колоннатурбінний533-1768експл. колоннатурбінний
Турбобур встановлюють безпосередньо над долотом в компонуванні нижній частині бурильної колони (КНБК). При бурінні бурильна колона не обертається. Обертається вал забійного двигуна разом з долотом. При використанні забійних двигунів поліпшуються умови роботи бурильної колони, що дозволяє полегшити і здешевити її.
3.6 Вибір типів доліт і режимів буріння
В основу вибору типів доліт, режимів їх відпрацювання покладені:
а) механічні властивості порід (твердість, пластичність, абразивність та ін.);
б) літологічний склад порід;
в) інтервали відбору керна і характеристика відб...
