Анализ условий бурения (стр. 2 из 5)

м²

м³/с

м²

м³/с

м²

м³/с

м²

м³/с

Таблица 4 - Результаты расчета режимов бурения.

Направление			Кондуктор			Промежуточная колонна			Эксплуатационная колонна
РОС,кН	n,об/мин	QP,м3/с	РОС,кН	n,об/мин	QP,м3/с	РОС,кН	n,об/мин	QP,м3/с	РОС,кН	n,об/мин	QP,м3/
118,11	87,5	0,044	124,4	79,8	0,043	146,7	78,3	0,026	111,1	96,7	0,012

Лабораторная работа №4. - Выбор компоновки бурильной колонны.

4.1 Выбор бурильных труб:

Для бурения скважины выбираем стальные бурильные трубы с приварными замками и высаженными наружу концами ПН 102х8 (d_Т=8,4, q=19,3 кг/м, D_М=152 мм, тип резьбы -З -122).

4.2 Выбор утяжеленных бурильных труб:

Для бурения под направление:

мм

Выбираем стандартную УБТ диаметром 299 мм, тип резьбы - З - 201, q=489,5 кг/м.

Длина УБТ 8,3-9,5 м.

м

Для бурения под кондуктор:

мм

Выбираем стандартную УБТ диаметром 241 мм, тип резьбы - З - 185, q=324,8 кг/м.

м

Для бурения под промежуточную колонну:

Выбираем стандартную УБТ диаметром 197 мм, тип резьбы - З - 147, q=198,4 кг/м.

Выбираем стандартную УБТ диаметром 165 мм, тип резьбы - З - 122, q=146,8 кг/м.

Принимаем длину L_УБТ2 равной 18 м.

Для бурения под эксплуатационную колонну:

мм

Выбираем стандартную УБТ диаметром 127 мм, тип резьбы - З - 102, q=79 кг/м

Таблица 5 - Результаты выбора компоновки бурильной колонны.

Направление				Кондуктор				Промежуточная колонна				Эксплуатационная колонна
DБТ,мм	DУБТ мм	LУБТ , м	GУБТ кН	DБТ,Мм	DУБТ мм	LУБТ , м	GУБТ кН	DБТ,мм	DУБТ мм	LУБТ , м	GУБТ кН	DБТ,мм	DУБТ мм	LУБТ , м	GУБТ кН
102	299	30	144	102	241	48	152,9	102	197	78	151,8	102	127	176	136,4

Лабораторная работа №5. - Расчет эксплуатационной колонны для нефтяной скважины.

Сведения о цементировании колонны: глубина до уровня цемента за колонной h_Ц = 2300 м, плотность цементного раствора r_Ж = 1850 кг/м³, глубина спуска промежуточной колонны h_ПР = 2500 м, интервал продуктивного пласта 2350-2480 м: коэффициент аномальности пластового давления в продуктивном пласте к_А = 1,35, плотность пластового флюида (в период ввода в эксплуатацию) r_ПЛ = 860 кг/м³, плотность жидкости, поступающей в скважину в конце эксплуатации, r_ФЛ = 950 кг/м³, снижение уровня в колонне в конце эксплуатации h_K = 2400 м.

Сведения о проницаемом пласте: интервал положения пласта 2300-2400 м? коэффициент аномальности проницаемого пласта К_А= 1,17, индекс давления поглощения проницаемого пласта К_П = 1,6; плотность жидкости в колонне при ее испытании на герметичность r_{ОП Ж}= 1420 кг/м³.

5.1 Расчет наружного давления.

На глубине 2300 м около цемента:

МПа

На глубине 2500 м:

МПа

На глубине 2900 м в кровле проницаемого пласта:

МПа

В интервале проницаемого пласта с К_А= 1.,17:

Давление у кровли:

МПа

Давление у подошвы:

МПа

Так как толщина проницаемого пласта не превышает 200 м, в интервале 2900-3100 м наружное давление принимается постоянным и равным среднеарифметическому.

На глубине 3100 м под проницаемым пластом:

Так как давление против проницаемого пласта оказывается ниже давления в цементном камне против подошвы и кровли, при построении эпюры наружного избыточного давления влияние проницаемого пласта можно не учитывать.

На глубине 3300 м над продуктивным пластом:

На глубине 3300 м в продуктивном пласте:

На глубине 3380 м в продуктивном пласте:

Так как толщина продуктивного пласта менее 200 м, давление в нем принимаетсяпостоянным и равным среднеарифметическому:

Это давление распространяется на 50 м выше кровли продуктивного пласта, т. е. до глубины 3250 м.

Давление на отметке 3250 м в цементном камне:

По рассчитанным величинам строится эпюра наружного давления на эксплуатационную колонну.

Рисунок 1 - Эпюра нагружения эксплуатационной колонны.

1, 2 ,3 - Наружное, внутреннее и избыточное наружное давление соответственно, 4 - избыточное внутреннее давление (при опрессовке колонны).

5.2 Расчет внутренне! о давления в колонне:

Давление на устье:

В период ввода в эксплуатацию:

При опрессовке колонны: