2.1.2 Расчет конструкции скважины

Расчет конструкции производим методом снизу вверх. За исходную величину принимаем диаметр эксплуатационной колонны, учитывая ожидаемый дебит при эксплуатации основного нефтеносного объекта, принимаем эксплуатационную колонну диаметром 178 мм.

1.Тогда диаметр долота для бурения под эту колонну будет равен:

D_Д=D_М+δ,

где D_М –диаметр муфты эксплуатационной колонны

D_М=166(смотри таблицу 8.1 (7)

Зазоры между обсадными колоннами и стенками скважины (согласно разделу 2.3.3. «Правил безопасности нефтяной и газовой промышленности») представлены в таблице № 10.

Минимально допустимые разности диаметров муфт обсадных труб и скважин

Таблица № 10

Диаметр обсадных труб, мм	114, 127	140, 146	168, 178, 194, 219, 245	273, 279	324, 346, 395, 417, 425
Зазор ∆, мм не менее	15	20	25	35	39-45

δ=20 мм – min допустимая разность между диаметром муфты обсадной колонны и скважиной. Согласно пункту 2.3.3(5) δ должно быть равно 20 мм. Однако, учитывая значительные пропластки глин при бурении под эксплуатационную колонну, способных к выпучиванию и к сужению ствола принимаем δ =25 мм, тогда D_Д=166+25=191 мм.

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр долота 215,9мм (табл. 2.1(6)).

2.Определяем диаметр промежуточной колонны:

D_ПР.К=D_Д+2δ₁+2δ₂ , где

δ₁=3 мм

δ₂=11,1 мм

Тогда D_ПР.К=215,9+2*3+2*11,1=244,1 мм.

Принимаем D_ПР.К=244,5 мм (табл. 8.1(7) )

3.Определяем диаметр долота для бурения под промежуточную колонну.

D_Д.пр.к=D_Мпр+∆,мм

D_Д.пр.к=270+20=290 мм

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр долота 295,3 мм

4.Определяем диаметр кондуктора.

D_КОН=D_Д.пр.к+2δ₁+2δ₂

D_КОН=295,3+2*3+2*11,1=323,5 мм

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр кондуктора 323,9 мм

5.Определяем диаметр долота под кондуктор.D_Дкон=D_МК+∆

D_Дкон=351+40=391 мм

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр долота под кондуктор 393,7 мм

6.Определяем диаметр направления.

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр направления 426мм

2.1.3 Обоснование высоты подъема цементного раствора за обсадными колоннами

Согласно требованиям «Правил безопасности»:

1. Направление и кондуктор цементируются до устья

2) Высота тампонажного раствора под кровлей продуктивных горизонтов, а также ступенчатого цементирования, или устройством для соединения секций обсадной колонны. В нефтяных скважинах должно составлять не менее 150 м, а в газовых не менее 500 м.

Таблица№11

Тип обсадной колонны	Глубина спуска, м			Диаметр (мм)			Высота подъема цемента
	От	До	Колонна		Долото
Направление	0	30	426		490	До устья
Кондуктор	0	480	324		393,7	До устья
Промежуточная	0	1923	245		295,3	До устья
Эксплуатационная	0	3000	178		215,9	До устья
Хвостовик	0	3090	178		155,6	До 1773
Примечание: Межколонное пространство при креплении эксплуатационной колонны в интервале ММП заполняется незамерзающей жидкостью (дизельное топливо, или раствор глицерина, или раствор полигликоля).