Расчёт плотности бурового раствора.

Наруж. диаметр колонн (мм)

Внутр. диаметр колонн (мм)

Диаметр ствола, долота (мм)

Конструкция скважины

Интервал бурения, м

 

Направление

0 - 30

323,9

304,9

393,7

Кондуктор

30 - 250

245,5

224,5

295,3

Промежуточная колонна

250 - 950

168,3

150,5

215,9

Эксплуатационная колонна

950 - 2830

 

 

1.6 Расчёт плотности бурового раствора.

                          

где k_З – коэффициент запаса на величину репрессии на пласт.

Интервал глубин, м

<1200

1200-2500

>2500

k_З

1,1-1,15

1,05-1,10

1,04-1,07

Репрессия на пласт, МПа

1,5

2,5

3,5

 

Расчет плотности бурового раствора Таблица 1.6.1

  

        

      Интервал, м

 

 

к_а

 

к_з

 

Плотность бурового раствора

1,1

1,35

1,1

1,35

1,05

1,18

1,05

1,18

1,05

1,18

1,05

1,18

1,05

1,18

1,05

1,18

1,07

1,18

1,07

1,18

 

 

2.Обоснование выбора конструкции призабойного участка скважины.

Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:

ü обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;

ü задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего длительную безводную добычу;

ü изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;

ü защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.

Решение всех этих задач в совокупности усложняется большим разнообразием конкретных условий. В зависимости от строения залежи, литологического состава породы-коллектора, его устойчивости в стенках скважины, пластового давления, насыщенности продуктивного пласта нефтью или газом применяются различные схемы вскрытия.