па. Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900м на Правдинском нефтяном месторождении

• Название: Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900м на Правдинском нефтяном месторождении
• Дата: 05.05.2022
• Размер: 4.62 Mb.
• Имя файла: bibliofond.ru_810212 (1).rtf
• Тип: Курсовой проект; #513575
• страница: 4 из 13

3.4.1 Расчет диаметров обсадных колонн и долот

Геологическая служба предприятия обусловливает диаметр эксплуатационной колонны. В данном курсовом проекте используются обсадные колонны с короткой резьбой. Диаметры обсадных колонн, глубины спуска которых рассчитывают снизу-вверх.
1) Суммарный ожидаемый дебит нефти в скважине:Q=65м³/сут.

По справочным данным [5]выбираем диаметр эксплуатационной колонны равным

D_э=127 мм. Диаметр муфты для этих труб 146 мм.

2) Определяем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

Соответствует диаметру долота из справочника 161мм.

3) Внутренний диаметр промежуточной колонны:


Трубы выбираем по ГОСТ 632-80:

,

) Диаметр долота для бурения под промежуточную колонну:

Соответствует диаметру долота из справочника

5) Внутренний диаметр кондуктора:

Выбираются трубы ГОСТ 632-80:

,

) Диаметр долота для бурения под кондуктор:

Соответствует диаметру долота из справочника

) Внутренний диаметр направления:

Выбираются трубы ГОСТ 632-80:

,

) Диаметр долота для бурения под направление:



Соответствует диаметру долота из справочника

3.4.2 Определение параметров конструкции скважины

При изучении геологического разреза в нем выделяются интервалы с несовместными условиями бурения. Несовместными считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент аномальности пластового давления k_a) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения k_п) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения опасности в виде перетоков.

Для разделения разреза на интервалы с несовместными условиями строится совмещенный график давлений, на котором по интервалам глубин откладываются известные значения коэффициента аномальности пластового давления k_a , индекса давления поглощения k_п и соответствующие значение относительной плотности бурового раствора .

1) Рассчитываем коэффициент аномальности пластового давления k_a:
,
где: Р_пл - Пластовое давление, Па;

h - Глубина от устья до рассматриваемого сечения, м;

ρ_в - плотность воды, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

При глубине h от 0 до 341 м:


2) Индекс давления поглощения k_п рассчитываем по следующей формуле:
,
где: Р_погл - давление поглощение, Па;

При глубине h от 0 до 341 м:

) Относительная плотность бурового раствора рассчитываем по следующей формуле:
,
где: - коэффициент запаса, определяющий репрессии на пласт,

=1,1-1,15 (h<1200 м), =1,05 (h>1200 м).

При глубине h от 0 до 341 м:

Занесем значения , и в таблицу 5:
Таблица 5

Глубина, м
0-341	1	1,1	1,506
341-900	1,1	1,21	1,57
900-2813	1,15	1,2075	1,59
2813-2913	1,17	1,23	1,62