Материал: Селективное заканчивание скважин
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.
Таблица 2.2. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Номер |
Название колонны |
Интервал |
Номинальный |
Номинальный |
Максимальный |
колонны |
|
спуска, м |
диаметр |
наружный |
наружный |
в |
|
|
ствола |
диаметр |
диаметр муфты, |
порядке |
|
|
скважины |
обсадных |
мм |
спуска |
|
|
(долота), мм |
труб, мм |
|
1 |
Направление |
0-20 |
490 |
426 |
451 |
2 |
Кондуктор |
0-370 |
393,7 |
324 |
351 |
3 |
Промежуточная |
0-2080 |
295,3 |
245 |
270 |
4 |
Эксплуатационная |
0-2500 |
215,9 |
168 |
188 |
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