Материал: Курсовой проект по дисциплине Заканчивание и крепление нефтегазовых скважин

Диаметр долота для бурения под кондуктор:

=269,9+35=304,9мм.

Где 269,9– диаметр муфты колонны диаметром 225,9 мм;

35/2 - требуемый зазор между муфтой и стенкой скважины.

Выбираем по ГОСТ 20692-80

Данные о расчетах конструкции скважины заносим в табл. 13.

Таблица 13. Конструкция скважины

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Интервал спуска, м		Номинальный диаметр ствола скважины (долота), мм	Номинальный наружный диаметр обсадных труб, мм	Максимальный наружный диаметр соединения,мм
		По вертикали	По стволу
1 2	Кондуктор Эксплуатационная	0 -750 0 – 2829,5	0 – 779 0 -3129	311,2 215,9	244,5 168,3	269,9 188

3.3. Обоснование высот подъемов тампонажных растворов

В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы цементирования [6]:

1. Кондуктор цементируются до устья;

2. Эксплуатационная колонна цементируется с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на высоту 150 м.

Таким образом, согласно проведенным расчетам, диаметры обсадных колонн и долот представлены в таблице:

Наименование колонны	Диаметр колонны, ,мм	Глубина спуска, Нк,м	Высота подъема цемента за колонной, м	Диаметр долот, ,мм
Кондуктор	245	750	До устья	311,2
Эксплуатационная колонна	168	2829,5	Выше башмака КК на 150м	215,9

4.Разработка технико-технологических и организационно-экономических средств ускорения у удешевления работ по креплению скважины.

4.1 Обоснование типа и параметров бурового раствора, технологии первичного вскрытия продуктивных пластов.

Плотность промывочной жидкости, применяемой при разбуривании заданного интервала, следует определять исходя из двух следующих условий: создание противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов; предотвращение гидроразрыва наиболее слабых пластов.

Первое условие имеет вид:



где: ρ – плотность промывочной жидкости, кг/м³;

Р_пл – пластовое давление, Па;

Н_к – глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом

пластового давления, м;

к – коэффициент резерва;

Согласно существующим правилам безопасности в нефтяной промышленности рекомендуются следующие значения к и ΔΡ:

к=1,1-1,15; ΔΡ=1,5 МПа при Н_к<1200 м

к=1,05-1,1; ΔΡ=2,5 МПа при 1200≤Н_к≤2500 м

к=1,04-1,07; ΔΡ=3,5 МПа при Н_к>2500 м

≥ = 1018 кг/м

Рассчитанную по формуле плотность необходимо проверить на соответствие второму условию, из которого следует, что давление промывочной жидкости в затрубном пространстве против каждого пласта должно быть меньше давления, необходимого для гидроразрыва данного пласта. Второе условие записывается следующим образом:

<



φ – содержание жидкости в шламожидкостном потоке без учета относительных скоростей;

Р_ГРП – давление гидроразрыва пласта, Па;

Возьмем среднее значение толщины ПП от кровли до подошвы

Р_ГРП =(1870+2829,5)/2*1,73 = 40,65 Мпа

Σ(Р_КП) – потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;

Σ(Р_КП)= 1,4 Мпа

ρ_ш – плотность шлама, кг/м³;

Н_п – глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта до устья, м;

υ_м – механическая скорость бурения;
0,99

• 
  = 1402 кг/м
  

1018 кг/м < < 1402 кг/м
Исходя из этого условия выбираем буровой раствор для бурения продуктивного пласта с плотностью 1180 кг/м .

Обоснование типа промывочной жидкости.

Для качественного вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора:

• 
  состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта;
  
• 
  состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки;
  
• 
  в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт;
  
• 
  соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды;
  
• 
  фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть;
  
• 
  водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;
  
• 
  плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением - меньше нуля.
  

Для вскрытия продуктивного пласта , исходя из вышеуказанных требований, на данной скважине применяется раствор высокоингибированный буровой раствор (ВИР) . Полисахариды , входящие в состав этого раствора , способны образовывать прочную низкопроницаемую зону кольматации, вследствие чего ФЕС пласта остаются на высоком уровне , так как буровой раствор не загрязняет ПЗП.

Кольматационная зона легко разрушается во время операции освоения, т.е является временной. Реологические параметры раствора:

Плотность- 1,18 г/см3

Показатели бурового раствора ВИБР



Требуемый объем бурового раствора



Рецептура раствора ВИБР и расход реагентов для приготовления и регулирования свойств в процессе бурения


1200>