д експлуатаційну колону, мм;
? =7,9 мм - товщина стінки труб;
- 14 - діаметральний зазор для вільного проходу долота всередині кондуктора.
D k=214,3 + 2 * 7,9 + (10-14)=(240,1 - 244,1) мм.
Нормалізований зовнішній діаметр кондуктора приймаємо 244,5 мм з максимальною товщиною стінки=7,9 мм. Зовнішній діаметр муфт кондуктора по ГОСТ 632-80 [1], d м к=269,9 мм.
Розрахунковий діаметр долота для буріння під кондуктор:
D д=d м + 2? =D д к=269,9 +25=294,9 мм. (9)
Приймаємо найближчий діаметр долота по ГОСТ 20692-75 295,3 мм.
2.6 Проектування обв'язки обсадних колон
Мета розділу - визначити необхідність використання противикидного обладнання (ППО) і колонних головок (КГ) для нормальної проводки свердловини при розтині продуктивного пласта. Критеріями вибору ППО є:
. максимальний тиск, що виникає на гирлі свердловини при повному заміщенні промивної рідини пластовим флюїдом при закритому превентора;
. діаметри прохідних отворів превенторів, що дозволяють нормально вести поглиблення свердловини або проводити в ній будь-які роботи.
Величина максимального гирлового тиску Р му для нафтової свердловини розраховується за формулою:
Р му=Р пл -? g H, МПа (9)
Де: Р пл - пластовий тиск в покрівлі продуктивного пласта, МПа;
?- Щільність флюїду, кг / м 3 (з табл. 5?=913 кг / м 3); - прискорення вільного падіння, м / с 2;
H - глибина залягання покрівлі продуктивного пласта, м.
Р му=27,01 - 913 * 9,81 * 2595 * 0,000001=3,26 МПа
З [2, с. 8] вибирається колонна головка ОКК1-14-168 * 245 з тиском в нижній секції 14 МПа.
З таблиці. 4 [1, с. 8] вибирається комплект противикидного обладнання ОП5-230/80 * 35. Схема обв'язки по ГОСТ 13862-90 № 5.
3. Технологія первинного розкриття продуктивного пласта
Одним з важливих моментів у процесі будівництва свердловини є обгрунтування і дотримання правильної технології первинного розкриття продуктивного пласта. Сюди входить правильний вибір промивальної рідини, на якій розкривається пласт, обгрунтування параметрів промивальної рідини, спосіб буріння. Всі перераховані фактори повинні забезпечити найменший негативний вплив на продуктивний горизонт.
При обгрунтуванні параметрів промивальної рідини для первинного розкриття продуктивного пласта доцільно керуватися наступними положеннями:
1. Для зменшення забруднення пласта щільність промивної рідини необхідно вибирати так, щоб перевищення гідростатичного тиску над пластовим в свердловині було мінімально допустимим.
Приймається щільність бурового розчину, рівна 1,12 г / см 3. Далі необхідно перевірити, чи перевищує тиск бурового розчину пластовий тиск на 5%, згідно правила безпеки в НГП.
Р бр=1,12? 9,81? 2650=29,12 МПа,
що перевищує пластовий тиск Р пл=27,01 на 5%, згідно з правилами безпеки в НГП.
2....
