курсовая работа. Курсовой проект по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин

• Название: Курсовой проект по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин
• Анкор: курсовая работа
• Дата: 28.04.2022
• Размер: 0.69 Mb.
• Имя файла: GOTOVAYa_ORIG_PO_STRUKTUKTURE_KRKursovaya_Urasinov.docx
• Тип: Курсовой проект; #502963
• страница: 7 из 20

4.1. Конструкция скважин

Согласно таблице 32. выбираем эксплуатационную колону диаметром 114 мм (Суммарный дебит по проекту (Q = Q1+Q2 = 10 + 10 = 20 м3/сут, где Q1-дебит в индексе C₂vr, Q2-дебит в индексе C₂b).

Таблица 32.

Диаметры эксплуатационной колонны в зависимости от дебита

Суммарный дебит, м3/сут	<40	40-100	100-150	150-300	>300
Диаметр эксплуатационной колонны,мм	114	127	140-146	168-178	178-194

Но, согласно ожидаемым дебитам, требованию заказчика и существующим геологическим условиям, а также, возможность в дальнейшем зарезки бокового ствола, выбираем эксплуатационную колону 146 мм.

Рисунок 1

График совмещенных давлений


Обоснование выбора диаметров долот и диаметра обсадных труб
Диаметр долот по интервалам бурения под указанные обсадные колонны определяется в соответствие с учетом особенностей геологического разреза. Величина минимальных радиальных зазоров между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны определяется по формуле (1):

D_д= D_м+2 Δ(1)

Где:

D_д - диаметр долота, мм;

D_м - диаметр муфты обсадных труб, мм, (ГОСТ 632-80)

Δ – минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм (табл. 33)

Таблица 33.

Соответствие наружного диаметра колонны радиальному зазору

Наружный диаметр обсадной колонны, мм	114-127	140-168	178-194	219-245	273-299	324-351	>377
Радиальный зазор 2Δ, мм	7-10	10-15	15-20	20-25	25-30	30-40	40-50

Исходя из геологических условий, выбираем диаметр:

направления- 324 мм;

диаметр кондуктора- 245 мм;

диаметр эксплуатационной колонны- 146 мм.

Поэтому берем муфты 351 мм, 270 мм и 166 мм соответственно (ГОСТ 632-80)


Рассчитываем диаметры долот и обсадных труб:

Муфта-166 мм, колонны-146мм:

D(дол)_{эксплуатационная} = 166+2*15=196 мм выбираем долото 215,9 с учетом кавернозности (k=1,5) согласно типоразмерам по ГОСТ 20692-2003

D(дол)_{кондуктор} = 270+2*25=320 мм с учетом кавернозности (k=1,5) выбираем долото 295,3 (согласно типоразмерам по ГОСТ 20692-2003)

Внутренний диаметр кондуктора можно рассчитать по формуле (2):

Dвн_{кондуктора}=D(дол)_{эксплуатациоонная}+ (2)

где =3...5 мм-зазор между долотом и внутренним диаметром кондуктора

Dвн_{кондуктора}=215,9+2*5=225,9 мм следовательно выбираем колонну 245 мм

Муфта 270 мм, колонны -245 мм:

Внутренний диаметр направления можно рассчитать по формуле (3):

Dвн_{направления}=D(дол)_{кондуктора} + (3)

где =3...5 мм-зазор между долотом и внутренним диаметром направления

Dвн_{направления}=295,3+2*5=305,3 мм следовательно выбираем колонну 323,7 мм

Муфта 351 мм, колонны -324 мм:

D(дол)_{направление} = 351+2*30=411 мм с учетом кавернозности выбираем диаметр долота 393,7(согласно типоразмерам по ГОСТ 20692-2003)

Таблица 34.

Диаметры долот для бурения скважины по интервалам

Интервал бурения	Под направление	Под кондуктор	Под эксплуатационную
Диаметр долота расчетный (принятый)	411 (393,7)	320 (295,3)	196 (215,9)

Направление 323,7 мм спускается на глубину 30 м для оборудования устья скважины и для обвязки циркуляционной системы. Спуск 244,5 мм кондуктора предусмотрен на глубину 730 м для перекрытия неустойчивых вод верхнепермских отложений и установки ПВО. Для извлечения нефти на поверхность спускается эксплуатационная колонна 146 мм на глубину 1877 м. На рисунке 1 приведен график совместимых условий бурения.