Курсовой проект по технологии бурения скважин

 

Выполнил: ст. группы НД-14-П

Очилов Х.О.

 

Проверил: проф. Повалихин А.С.

 

МОСКВА, 2016 г

Определение минимальной глубины спуска кондуктора

1. Определение высоты столба газа в обсадной колонне.

 

Hк ˂ Н ˂ L – в скважине столб газа и пластовой жидкости, длина столба жидкости больше расчетной глубины Hк спуска обсадной колонны

 

 

Расчет тангенциального профиля наклонной скважины

Значение зенитного угла α1, при котором обеспечивается проектное смещение ствола скважины на проектной глубине H, выражено формулой:

Где

С целью улучшения спуска и повышения герметичности крепи направления и кондуктора, составленных из обсадных труб большого диаметра, длину вертикального участка принимаем равной 370 м. При этом направление и кондуктор будут расположены в вертикальном стволе скважины.

На основании исходных данных определяется величина угла

Длина участка начального искривления:

Длина тангенциального участка определяется по формуле:

Длина эксплуатационного участка:

Полученные параметры проектного проектного профиля заносятся в таблицу.

Расчетные параметры тангенциального трехинтервального профиля наклонной скважины с проектным смещением 305 м

Вид участка	Глубина, м	Длина ствола, м	Длина интервала, м	Смещение, м	Зенитный угол, градус	Интенсивность, 1 ͦ/10м
Кондуктор
Вертикальный
Начального искривления	417,2		46,1	2,8	6,9	1,5
Тангенциальный					6,9
Эксплуатационный		2948,2	20,15	310,7	6,9

 

Определение диаметров обсадных колонн и скважины под каждую колонну.

 

Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который принимается в зависимости от ожидаемого притока и условий опробования, эксплуата­ции и ремонта скважин. При заканчивании скважины открытым стволом за диаметр эксплуатационной колонны принимается диаметр открытого ствола. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в зависимости от дебита приведены в таблице 1.

Таблица 1

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

Нефтяная скважина	Газовая скважина
Суммарный дебит, м^3/сут	Ориентировочный диаметр, мм	Суммарный дебит, тыс. м^3/сут	Ориентировочный диаметр, мм
<40	114,3	<75	114,3
40-100	127,0; 139,7	75-250	114,3-146,1
100-150	139,7; 146,1	250-500	146,1-177,8
150-300	168,3; 177,8	500-1000	168,3-219,1
>300	177,8; 193,7	1000-5000	219,1-273,1

 

Диаметр скважины под эксплуатационную колонну равен 146,1 рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины, которые приведены в таблице 2.

Таблица 2

Минимальная допустимая разность

Диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны

Номинальный диаметр обсадной колонны, мм	Разность диаметров 2 , мм	Номинальный диаметр обсадной колонны, мм	Разность диаметров 2 , мм
114,3	15,0	273,1	35,0
127,0	298,5
139,7	20,0	323,9	35,0-45,0
146,1	426,0
168,3	25,0
244,5

 

 

В дальнейшем диаметры выбирают из условий проходимости долот внутри предыдущей колонны и проходимости последующей колонны с рекомен­дуемыми зазорами.

Во всех случаях, когда это возможно, необходимо стремиться к упрощению конструкции скважины и уменьшению её металлоёмкости, например, за счет уменьшения числа колонн, уменьше­ния диаметров колонн, уменьшения рекомендуемых зазоров или применения труб с безмуфтовым соединением.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную (промежуточную) колонну рассчитываем по формуле:

где – наружный диаметр муфты обсадной трубы, мм;

2 – разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны, мм.

По ГОСТ 20692 – 75 принимаем ближайший диаметр долота, в сторону увеличения.

Внутренний диаметр кондуктора D_k определяется по формуле:

где D_д – диаметр долота под эксплуатационную (промежуточную) колонну, мм;

6-8 – зазор для свободного прохода долота внутри кондуктора.

Выбор обсадных труб для кондуктора производится по результатам расчёта из таблицы 3.

Таблица 3

Основные размеры (в мм) обсадных туб и