2.7.3 Составление проектного режима бурения

Выбор режима бурения каждого интервала производится по результатам статистического анализа отработки долот и гидравлической программы проводки скважины. Проектный режим бурения, представлен в таблице 2.16.

Таблица 2.16 - Проектный режим бурения

Номер пачки	Интервал, м		ЗД	Долото
	от	до
I	0	150	ротор	III 393,7 СГВУ R-167	100	10-20.	0,041
II	150	620	Т12РТ-240	БИТ 295,3 ВТ 419	80	80-120	0,055
III	620	2823	ДР-178	БИТ-215,9 ВТ 613	40	130-150	0,028

2.8 Вскрытие продуктивного пласта

Продуктивные пласты вскрываются одним долблением на хлоркалиевом растворе, ингибирующий характер которого и низкие значения фильтрации обеспечивают небольшой радиус проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт, предохраняют глинистый цемент коллектора от набухания, диспергирования и разрушения, что позволяет сохранить, практически полностью, природную его проницаемость. Обсаживаются обсадной колонной диаметром 146мм с применением прямого одноступенчатого цементирования.

Применяются кумулятивные перфораторы: ЗПКО-105 АТ,

ЗПКО-89ДН-01, ЗПКО-102ДН-01, ЗПКО-105ДН-01. Количество перфорационных отверстий определяется исходя из величины проницаемости каждого нефтеносного горизонта:

2630-2640: 20 отверстий.

2760-2785: 30 отверстий.

2.9 Выбор конструкций и расчет обсадных колонн

Исходные данные:

-диаметр эксплуатационной колонны - 146,1 мм;

-скважина нефтяная;

-глубина скважины - 2823 м (по стволу 3318,4 м);

-пластовое давление Р_ПЛ =27,7 МПа;

-плотность цементного раствора - 1850 кг/м³;

-плотность облегченного цементного раствора - 1500 кг/м³;

-плотность буферного раствора - 1100 кг/м³;

-глубина спуска кондуктора - 620 м;

-длина эксплуатационной колонны – 3318 м;

-скважина заканчивается раствором _п.ж.=1120 кг/м³;

-плотность нефти _н=851 кг/м³;

-пластовое давление в конце эксплуатации равно 3,5 МПа.

Глубину 470-2123 цементируем облегченным цементом плотностью 1500 кг/м3. Глубину 2123-2823цементируем цементом раствором 1850кг/м3.

2.9.1 Определение наружных давлений

- после получения момента “stop”

;

;

-после ОЗЦ

;

;

2.9.2 Определение внутренних давлений

-при опрессовке

;

.

Так как минимальное давление опрессовки на устье , то принимаем это значение.

-на конец эксплуатации

.

2.9.3 Расчёт избыточных давлений

Расчет наружных избыточных давлений.

Максимальные наружные избыточные давления равны разности наружных давлений после ОЗЦ (давление поровой жидкости цементного камня) и внутреннего давления в конце эксплуатации.

(2.64)

где К- коэффициент разгрузки цементного камня после его затвердевания, К=0,25 для обсадной колонны диаметром 146 мм.

Расчёт наружных избыточных давлений

Расчет внутренних избыточных давлений

Максимальные внутренние избыточные давления возникают при опрессовке колонны после цементирования (после ОЗЦ)

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Р_вн, МПа

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Р_нэ Р_опр

1800

2000

2200

2400

2600 Ркэ

2800

3,5 27,7 40,75

3000

H, м

Рисунок 2.4 - График внутренних давлений

5 10 15 20 25 30 35 40 45 Р_нар, МПа

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800 Р_stop

2000

2200 Р_озц

2400

2600

2800

3000 30,65 42,28

H, м

Рисунок 2.5– График наружных давлений

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

200

400 3,95 12,13

600

800

1000

1200

1400

1600 Р_н.и.

1800

2000 10,83 19,56

2200

2400 Р_в.и

2600

2800

3000 10,28 20,36

H, м

Рисунок 2.6 - График наружных и внутренних избыточных давлений

2.9.4 Расчет обсадных колонн

Выбор обсадной колонны производим из условия недопущения смятия и разрыва колонны, страгивания резьбы при спуске.

Коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление (для труб диаметром 114-219 мм).

Коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление для интервала продуктивного пласта, для остальных интервалов.

С учётом коэффициента запаса прочности на внутреннее давление n₂, обсадная колонна должна выдерживать давление

.

Первая секция.

Для расчёта выбираем трубы 1467мм группы прочности Д,

ГОСТ 632-80 имеющие следующие характеристики

; ; ; .

Проверяем трубы на прочность

;

.

Для того, чтобы определить длину первой секции, выбираются трубы для второй секции (K: 6,5) [P_кр1]= 17,4 МПа, [Q_т1]=1078 кН, [Р_т1]=29,5 МПа, [P_стр1]=863 кН, q=0,226 кН /м. Эти трубы могут быть установлены выше глубины 2200 м. Следовательно

1₁ = 3318 -2100=1218 м;

.

Вторая секция

Трубы 1466,5 мм группы прочности Д ГОСТ 632-80 имеющие следующие характеристики [P_кр1]= 17,4 МПа, [Q_т1]=1078 кН, [Р_т1]=29,5 МПа, [P_стр1]=863 кН, q=0,226 кН /м Проверяем трубы на прочность

;

.

L_макс=([P_стр1]-Q_1*n₃) /q*n₃ =(863-295*1.3)/0,226*1,3=1632м (2.65)

Заметим, что труба ОТТМ 1466,5-Д-ГОСТ 632-80(исполнение Б) является самой тонкостенной трубой(диаметром 146мм, поэтому L₂=1600)

;

;

.

Третья секция

Выбираем трубы 1468,5мм группы прочности Е ГОСТ 632-80 имеющие следующие характеристики

; ; ; .

Проверяем трубы на прочность

;

;

;

.

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.17.

Таблица 2.17 – Результаты расчета эксплуатационной колонны

Номер секции	Длина секции, м	Толщина стенки, мм	Группа прочности	Тип резьбы
1	1218	7,0	Д	ОТТМА
2	1600	6,5	Д	ОТТМА
3	500	8,5	Е	ОТТМА

2.9.5 Обоснование технологической оснастки обсадных колонн

Под названием «технологическая оснастка» подразумевается набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения ее спуска и качественного цементирования.

Эксплуатационная колонна оборудуется:

1 Направляющим башмаком БК-146.

2 Обратным клапаном ЦКОД-146-1 на расстоянии 5 м от башмака.

3 “Стоп”- кольцом на расстоянии 10 м от башмака.

Интервал установки центраторов и турбулизаторов выбраны в соответствии с зенитным углом участка, диаметрами колонн и скважины

Таблица 2.18 - Технологическая оснастка обсадных колонн

Название колонны	Наименование элемента	Шифр элемента оснастки	Длина, мм	Диаметр, мм		Кол-во шт
				наружный	внутрен-ний
Направление	Башмак	БК-324	437	351	160	1
Кондуктор	Башмак	БК-245	420	270	120	1
	Обратный клапан	ЦКОД-245-2	365	270	-	1
	Пробка продавочная	ПП-219х245	320	235	-	1
	Центратор пружинный	ЦЦ-245/295-320-1	-	370	247	34
ЭК	Башмак	БК-146	340	166	70	1
	Обратный клапан	ЦКОД-146-1	350	166	-	1
	Пробка продавочная	ПП-146	227	136	-	1
	Турбулизатор	ЦТ-146/212-216	120	210	148	5
	Центратор пружинный	ЦЦ-146/191-216-1	620	270	148	218