2 Техническая часть. 2 техническая часть 1 Обоснование точки заложения скважины
 Скачать 1.94 Mb.
|
Таблица 14 – Коэффициент резерва
Результаты расчетов градиентов давлений заносим в таблицу 15. Таблица 15 – Результаты расчетов градиентов давлений 
Аналогично рассчитываются последующие интервалы и строится график совмещенных давлений (рисунок 1). Число обсадных колонн равно числу зон совместимых условий бурения. Глубину спуска направления принимаем 50 м, по промысловым данным для предотвращения размытия устья. Глубину спуска кондуктора Lк, м определяем по методике [5] по формуле  (5)где Ру - ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, МПа; Рпл - пластовое давление проявляющего горизонта, МПа; lкр - глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м; С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора. Ру = Рпл - 10-5 · ρн · lкр, (6) где ρн – плотность флюида (нефти), кг/м3. Ру = 29 – 10-5 ·800·2810 = 6,5 МПа;  м.
(1) - график изменения градиентов пластовых давлений (grad Pпл) (2) - график изменения градиентов устойчивости пород (grad Pуст) (3) - график изменения градиентов давлений гидроразрыва (grad Pгр) Р  исунок 1 – Совмещенный график изменения градиентов давленийМинимальная длина кондуктора для возможности горных пород под башмаком выдерживать давление возникающее при проявлениях и закрытом устье скважины составляет 645 м. В интервале Люлинворской свиты находятся пластичные глины, глубина залегания 540-760 м. Поэтому глубина спуска кондуктора должна быть не менее 50 м ниже этого интервала и принимается 810 м. Направление и кондуктор цементируются до устья. Эксплуатационная колонна спускается на глубину 2900 м и цементируется на 150 м выше башмака кондуктора в соответствии с правилами [6]. 2.4 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины С учетом других геологических условий и тем, что продуктивный пласт насыщен однородным флюидом (нефть), выбираем следующий способ вхождения в продуктивную залежь. Продуктивный пласт перекрывают колонной обсадных труб, после чего колонна цементируется. Вторичное вскрытие осуществляется перфорацией пласта БС22. Таким образом, эксплуатация пласта данного пласта предусматривается закрытым забоем. Диаметр эксплуатационной колонны выбираем исходя из ожидаемого суммарного дебита, габаритов оборудования, которое должно быть, спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов, проведения геофизических исследований, опробования продуктивных пластов [6]. Находят диаметр долота под эксплуатационную колонну, кондуктор и направление. Диаметр ствола скважины под обсадную колонну с наружным диаметром по муфте dм, мм определяют по формуле [4] dд = dм+н . (7) Наружный диаметр предыдущей обсадной колонны (dн)пред, мм определяют по формуле (dн)пред = dд + 2(в +), (8) где dд – диаметр долота, мм; dм – наружный диаметр обсадной колонны по муфте, мм; н – разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины, мм; в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины от 5 до 10 мм; - наибольшая толщина стенки труб данной колонны, мм. Диаметр эксплуатационной колонны принимаем по ГОСТ 632-80 принимаем 168 мм dд = 187,7+15= 202,7 мм По ГОСТ 20692-2003 размер долота принимается равным 215,9 мм. (dн)пред = 215,9 + 2 (5 +7,9) = 241,7 мм. Диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 принимаем 245 мм. Аналогично рассчитываем диаметр направления и диаметры долот для бурения под кондуктор и направление. Результаты расчетов сводятся в таблицу 16. Таблица 16 - Проектная конструкция скважины
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
, м
