(491,0ч531,0) мм.
Приймаємо DД рівним 490,0 мм.
Враховуючи досвід буріння на даній і прилеглих площах в якості водовіддільної колони приймаємо зварну колону діаметром 720мм. При бурінні під водовіддільну колону будемо використовувати розширювач діаметром 762 мм.
Графічне зображення вибраної конструкції приводиться на рисунку 2.1.
Основні дані з конструкції свердловини наведені в таблиці 2.1.
Таблиця . – Глибина спуска та характеристика обсадних колон
Назва обсадної колони | Глибина | Зовнішній | Діаметр | Інтервал
спуску | діаметр | долота, | цементування,
колони, м | колони, мм | мм | м
Водовіддільна | 130 | 720 | 762 | 87-130
Кондуктор | 250 | 426 | 490 | 87-250
Перша проміжна | 1450 | 324 | 393,7 | 87-1450
Друга проміжна | 2500 | 245 | 295,3 | 87-2500
Експлуатаційна | 3550 | 146,1 | 215,9 | 87-3550
Рисунок . – Схема конструкції свердловини
Промивальні рідини
Дані про типи і параметри промивальних рідин, що застосовувались при бурінні параметричної свердловини №400 приведена поінтервально в таблиці 3.1.
Таблиця . – Типи і параметри промивальних рідин
Інтервал | Тип | Параметри розчину | Хімічні реагенти, обважнювачі,
буріння, | бурового | с, | Т, | и, | Ф, | К, | рН | рецептура, що використо-
м | розчину | кг/м3 | с | Па | см3/30хв | мм | вується для обробки розчину
87-130 | глинистий | 1200 | 60 | 50/150 | не рег.– | 10 | ПБМ
130- | полімер- | 1120 | 30-80 | 30/80 | 6-8 | 1,5 | 9-10 | ПБМ, КМЦ, ПВЛР, NaOH,
250 | глинистий | Na2CO3, графіт
250- | те ж | 1120 | 30-80 | 30/80 | 6-8 | 1,5 | 9-10 | ПБМ, КМЦ, ПВЛР, NaOH,
-1450 | Na2CO3, графіт
1450- | полімер- | 1120 | 40-80 | 40/80 | 3-4 | < 1,0 | 9-10 | ПБМ, KCl, EZ MUD, PAC L,
-1950 | калієвий | QB II, Barazan, NaOH,
Na2CO3, графіт, СРЖН, барит
1900- | те ж | 1190 | 40-80 | 40/80 | 3-4 | < 1,0 | 9-10 | ПБМ, KCl, EZ MUD, PAC L,
2500 | QB II, Barazan, NaOH,
Na2CO3, графіт, СРЖН, барит
2500-– | «» – | 1160 | 40-60 | 40/80 | 3-4 | < 1,0 | 9-10 | ПБМ, KCl, PAC R, PAC L,
-3550 | Barazan, NaOH, Na2CO3,
СРЖН, QB II, графіт, барит
Для первинного розкриття продуктивних горизонтів буде використовуватися полімер-калієвий розчин з малим вмістом глин.
Розрахунок експлуатаційної колони на міцність
Вихідні дані для розрахунку:
глибина спуску колони, Н 3550 м;
зовнішній діаметр експлуатаційної колони, d 0,1461 мм;
інтервали продуктивних горизонтів 3450-3500 м;
глибина спуску попередньої колони, Н1 2500 м;
віддаль від гирла свердловини до рівня тампонажного
розчину за експлуатаційною колоною, НЦ.Р. 87м;
густина бурового розчину за експлуатаційною колоною, ср 1160 кг/м3;
густина рідини, яка знаходиться у порах тампонажного
розчину, сгс 1100 кг/м3;
тиск в експлуатаційній колоні на кінець експлуатації
свердловини, РВ(MIN) 1,0 МПа
пластовий тиск, РПЛ 39,96 МПа;
відносна густина газу (за повітрям), свг 0,57;
густина опресовочної рідини, соп 1030 кг/м3;
коефіцієнт запасу міцності на зовнішній надлишковий тиск n1 1,3 (в зоні екслуатацій-
ного об’єкту)
1,0 – для решти секцій
коефіцієнт запасу міцності на внутрішній надлишковий тиск n2 1,15
коефіцієнт запасу міцності на розтягуюче навантаження 1,75.
Вибираємо наступну схему для визначення зовнішніх та внутрішніх надлишкових тисків, що приведена на рисунку 4.1.
Рисунок . – Розрахункова схема для визначення зовнішніх надлишкових тисків
Розрахунок надлишкових тисків
Визначення величин зовнішніх надлишкових тисків
Знаходимо зовнішній надлишковий тиск згідно приведеної розрахункової схеми (рисунок 2.1)
1. РЗ.Н.(0) = 0 МПа;
2. РЗ.Н.(1) = ср·g· НЦ.Р. – РВ(MIN)
РЗ.Н.(1) = 1160·9,81·87 – 1000000 = – 9974,8Па ? – 0,010 МПа;
3. РЗ.Н.(2) = ср·g· НЦ.Р. + сгс·g·( Н1 – НЦ.Р.) – РВ(MIN)
РЗ.Н.(2) = 1160·9,81·87 + 1100·9,81·(2500 – 87) – 1000000 = 26028708,2 па = 26,03 Па
4. РЗ.Н.(3) = Рпл – РВ(MIN)
РЗ.Н.(3) = 39960000 – 1000000 = 38900000 Па =38,96 МПа
Визначення величин внутрішніх надлишкових тисків
Знаходимо внутрішній надлишковий тиск згідно приведеної нижче розрахункової схеми (рисунок 4.2).
Рисунок . – Розрахункова схема для визначення внутрішніх надлишкових тисків
1. Рв.Н.(0) = Рок = 1,1 Рв.г. = 1,1·;
де S знаходиться за формулою
S = 1·10–4 свг·Н,
де е – основа натурального логарифма;
S = 1·10–4·0,57·3500 = 0,1995
Рв.Н.(0) = 1,1· = 32732843 Па = 32,73 МПа
2. Рв.Н.(1) = Рок + соп·g·НЦ.Р. – ср·g·НЦ.Р.
Рв.Н.(1) = 32732843 +1030·9,81·87 – 1160·9,81·87 = 32621891 Па = 32,62 МПа;
3. Рв.Н.(2) = Рок + соп·g·Н1 – ср·g·НЦ.Р – сГС·g·(Н1 – НЦ.Р)
Рв.Н.(2) = 32732843 +1030·9,81·2500 – 1160·9,81·87 – 1100·9,81·(2500-87) = 30964884 па =
= 30,96 МПа
4. Рв.Н.(3) = Рок + соп·g·Н – Рпл
Рв.Н.(3) = 32732843 + 1030·9,81·3550 –39960000 = 28643108 Па = 28,64 МПа
Епюри зовнішніх та внутрішніх надлишкових тисків, що діють на експлуатаційну колону, зображені на рисунку 4.3.
Розрахунок міцнісних характеристик обсадних труб
Приведемо повний розрахунок міцнісних характеристик для обсадних труб ОТТГ 146Ч10,7-Д, виконання А.
В таблиці 4.1 наведена міцнісна характеристика сталей для обсадних труб.
Таблиця . – Міцнісна характеристика для обсадних труб
Параметри сталі | Група міцності сталі
обсадних труб | Д | К | Е | Л | М | Р | Т
Межа міцності, ув, МПа | 650 | 700 | 703 | 773 | 879 | 1019 | 1125
Межа текучості, ут, МПа | 380 | 500 | 562 | 668 | 773 | 949 | 1055
Знайдемо критичний тиск для даних труб за формулою Г.М. Саркісова:
де d – зовнішній діаметр обсадних труб;
д, д0, дMIN –