5. Диаметр долота для бурения под кондуктор определяется по формуле (1), где 2δ принимаем равным 40 мм:

dдол3 = 351+40 =391 мм.

В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долота диаметром 393,7

мм.

6. Внутренний диаметр направления определяем по формуле (2): d4 = 393,7 + 2Ч5 = 403,7 мм.

В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 426 мм с Dм4 = 451 мм.

7. Диаметр долота для бурения под удлиненное направление определяется по формуле (2), где 2δ принимаем равным 40 мм:

dдол4 = 451+40 =491 мм.

В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долота диаметром 490 мм Данные расчётов сведены в таблицу. 2.2.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2.6 Проектирование обвязки устья скважины

Критериями выбора ПВО являются максимальные давления, возникающие на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы.

Величина максимального устьевого давления Рму рассчитывается по формуле:

где Рпл- пластовое давление в кровле продуктивного пласта, 23,3 МПа; γф - плотность флюида, 0,85 н/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

h- глубина залегания подошвы продуктивного пласта, 2320 м.

23,18 МПа Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой

промышленности проектируем при вскрытии пласта комплект противовыбросного оборудования ОП5-280/80*35А с основными параметрами:

1.Диаметр проходного отверстия - 280 мм;

2.Рабочее давление - 35 МПа;

.Диаметр проходного отверстия манифольда - 80 мм;

. Номинальное давление станции гидропривода - 14 МПа;

.Количество гидроуправляемых составных частей - 6;

Схема состоит из двух плашечных превенторов (один с глухими, другой с трубными плашками) и одного универсального превентора.

В проекте при освоении скважины принимается оборудование устья скважины превенторной установкой типа ППГ2-230ґ21 с основными параметрами:

1. Диаметр проходного отверстия - 230 мм;

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2. Рабочее давление - 21 МПа;

. Высота - 1035 мм;

.Масса - 4670 кг.

Выбираем колонную головку по диаметру обсадных колонн и наибольшему давлению на устье. Давление на устье скважины при опрессовке составит 8,65 МПа, а диаметр обвязываемых обсадных колонн равны 146,1; 219; 324; 426 мм. Следовательно, для обвязки устья скважины принимаем колонную головку ОКК3-35-146x216x324x426 с рабочим давлением 35 МПа.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

3. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта

Конечной целью бурения эксплуатационных скважин является получение максимального притока углеводородного сырья. Для этого необходимо обеспечить качественное вскрытие продуктивного пласта.

Одним из основных факторов, оказывающих влияние на качество вскрытия нефтяного пласта, является буровой раствор. Поэтому его свойства должны быть строго регламентированы. К нему предъявляют ряд следующих требований:

1.Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы гидростатическое давление столба жидкости превышало пластовое давление на 5%, согласно правилам безопасности в НГП, поэтому применяют растворы с низким удельным весом;

2.Фильтрация бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта должна быть минимальной;

3.Поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть должно быть минимальным;

. Состав фильтрата в случае его проникновения в пласт не должен вызывать физические, химические или физико-химические явления, снижающие проницаемость околоствольной зоны пласта.

Исходя из этих условий, применяем при вскрытии пласта ВИЭР со следующими параметрами:

- удельный вес - 1,04 г/см3; - условная вязкость -180-200; - показатель фильтрации -0;

Применяем также малоглинистый раствор обработанный КМЦ со следующими параметрами:

Удельный вес-1,04 г/ см3 условная вязкость -50-60

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

показатель фильтрации -4-6 pH-7-8

На качественное вскрытие нефтеносного пласта влияет скорость бурения. Чем быстрее и качественнее проходится продуктивный пласт, тем меньше производится на него воздействие. Вскрытие продуктивного горизонта производится за одно долбление.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

4. Расчет всех обсадных колонн на прочность

4.1 Условия работы колонны в скважине

На обсадную колонну в разные периоды времени действуют различные по видам и величине нагрузки. Среди них - растяжение, смятие, изгиб, сжатие, внутренние давления. Разнообразны и причины, вызывающие эти нагрузки - собственный вес колонн; силы трения о стенки скважины, связанные с профилем скважины, внутренние избыточные давления при опрессовке, наружные избыточные при снижении уровня жидкости в колонне, температурные нагрузки, горное давление и др. Не постоянна и величина нагрузок, а также степень их динамичности.

Среди всего многообразия нагрузок, действующих на колонну, выделяются главные, к которым, как правило, относятся наружные и внутренние избыточные нагрузки, а также нагрузка растяжения от действия собственного веса, Указанные нагрузки рассчитываются для периода, когда они достигают максимального значения.

На всех рассмотренных выше этапах работы с обсадными колоннами имеют место следующие виды давлений в скважине, которые могут учитываться при расчёте статических избыточных внешних и внутренних давлений.

7.Давление столба цементного камня;

8.Давление столба составного различных жидкостей и цементного

камня;

9.Давление пластовое;

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

.Давление горное.

Давление столба цементного камня РЦК для необсаженного интервала определяется по формуле:

РЦК = 10-6 ρЦК g·hЦК· (1 - к), МПа (4.1.3)

где: к - коэффициент разгрузки, связанной с твердением цементного раствора (для колонны диаметром 168 мм к = 0,25), ρЦК - плотность цементного камня, g-ускорение свободного падения, hЦК- высота подъема цементного камня.

Исходные данные для расчета действующих нагрузок: Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на глубину

2500 м, интервал цементирования 1880 - 2500 м цемент плотностью 1850 кг/м3. Продавочная жидкость солевой раствор плотностью 1000 кг/м3. Буровой раствор плотностью 1040 кг/м3. Плотность пластовой воды 850 кг/м3. Снижение уровня жидкости в колонне при испытании на герметичность 1000 м.

Исходя из геологических данных, текучих пород в разрезе нет, поэтому горное давление не учитываем.

Расчет действующих нагрузок

Исходные данные для расчета колонны:

L = 2500 - глубина скважины, м

Н = 1000 - расстояние до уровня жидкости в колонне, м

h = 1880 - расстояние от устья до уровня цементного раствора, м γц = 1,85·104 удельный вес цементного раствора н/м3 γр = 1,04·104 удельный вес бурового раствора н/м3 γв = 0,85·104 удельный вес жидкости в колонне н/м3

γж = 1·104 удельный вес испытательной жидкости н/м3 Рпл = 23,3- пластовое давление в интервале эксплуатационного объекта

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

(в период ввода скважины в эксплуатацию), МПа К=0,25 - коэффициент разгрузки цементного кольца

1) Построение эпюр внутренних давлений Pbz

В период ввода скважины в эксплуатацию при закрытом устье

при

при z = 0 МПа(A)

z =L= 2500 МПа(B)

В период окончания эксплуатации: Рвz = 0 при

при z = H = 1000

МПа(С) z = L =2500

МПа(D)

2) Построение эпюр наружных давлений

В период ввода скважины в эксплуатацию; а) при вводе в эксплуатацию ) для незацементированной зоны

при z=0

МПа(A) При z=h=1880 м

МПа(B) ) для зацементированной зоны

При z=L

МПа(

С)

б) При окончании эксплуатации для незацементированной зоны

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

при z=0 (D) при z=1880

МПа(E) Для зацементированной зоны

МПа

(N)

Строим эпюру наружных давлений

Построение эпюр избыточных наружных давлений

1) на стадии окончания эксплуатации а) для незацементированной зоны

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

;

при z=0

МПа (А)

z=H МПа(B) z=h

МПа (С) б) для зацементированной зоны

МПа (D) Строим эпюру

обсадной колонны на герметичность в один прием без пакера а)При вводе скважины в эксплуатацию Рву =14,5МПа Для незацементированной зоны

при где PОП - минимальное давление при испытании на герметичность

PОП=12,5 МПа выполняется

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts