- •2. Техническая часть.
- •2.1. Обоснование точки заложения скважины
- •2.2. Состояние техники и технологии бурения скважин на месторождении.
- •2.3. Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика давлений.
- •Расчетные значения коэффициентов аномальности, индексов давления поглощения и относительной плотности
- •2.4. Обоснование, выбор и расчет профиля основного ствола скважины.
- •2.5. Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет
- •Требования к конструкции скважины.
- •Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины
- •Размеры колонн и диаметры долот необходимых для их бурения
- •2.6. Анализ физико-механических свойств горных пород
- •2.7. Разделение геологического разреза на интервалы условно одинаковой
- •2.8. Выбор способа бурения
- •2.9. Анализ и выбор эффективных типов породоразрушающих инструментов и
- •Основные размеры шарошечных долот для сплошного бурения (гост 20692 - 75).
- •2.10. Проектирование режима бурения.
- •2.10.1. Расчет осевой нагрузки на долото
- •Осевая нагрузка на долото по интервалам бурения
- •2.10.2. Обоснование расхода бурового раствора.
- •Исходные данные для расчета расхода промывочной жидкости по интервалам бурения и результаты их вычислений
- •2.10.3. Расчет частоты вращения долота
- •2.10.4 Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов
- •Максимальные давления на выкиде бурового насоса по интервалам бурения
- •2.11. Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны
- •Выбор и расчет сбт.
- •Расчет бурильной колонны на прочность.
- •Компоновки низа бурильной колонны.
- •2.12. Выбор забойного двигателя по интервалам
Таблица
2.5.2Размеры колонн и диаметры долот необходимых для их бурения
Название колонны |
Дк, мм |
Дм, мм |
Ду, мм |
Направление |
323,9 |
351,0 |
393,7 |
Кондуктор |
244,5 |
270,0 |
295,3 |
Эксплуатационная |
146,0 |
166,0 |
215,9 |
Высота подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве согласно РД 08-624-03 в нефтяных скважинах должна составлять не менее 150м. И в тоже время превышать гидростатическое давление составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента флюидов содержащих горизонтов исходя из выше сказанного и согласно расчетам РгиД.>Рб.р+Рт.ц.>Рпл высота подъема цемента для перекрытия башмака кондуктора составляет 150м.
Таблица 2.5.3
Обоснования
конструкции скважины |
Диаметр колонны |
Глубина спуска по вертикали |
Назначение обсадных колонн и глубина спуска |
Направление |
324 |
40 |
Предотвращение размыва устья |
Кондуктор |
244,5 |
800 |
Глубина спуска выбрана исходя из геологических условий и установки превенторного оборудования |
Эксплуатационная колонна |
146 |
2730 |
Глубина спуска выбрана из учета перекрытия продуктивных горизонтов |
324 - мм направление спускается на глубину 40 м и цементируется до устья скважины с целью перекрытия неустойчивых современных образований и предупреждения размыва и обваливания устья и связанных с ним осложнений.
245 - мм кондуктор спускается на глубину 883м (880м по вертикали) и цементируется до устья скважины с целью перекрытия верхних неустойчивых отложений и водоносных горизонтов, в том числе содержащих воды хозяйственно-питьевого назначения. Ввиду возможных нефтегазопроявлений при углублении скважины на кондукторе устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО). Указанная глубина спуска кондуктора рассчитана из условий недопущения гидроразрыва пластов при ликвидации возможных нефтегазопроявлений.
146 - мм эксплуатационная колонна спускается на глубину 3025м (2730м по вертикали). Эксплуатационная колонна цементируется из условия перекрытия кровли верхнего продуктивного пласта не менее 150 м цементным раствором
о о
плотностью 1.83 г/см и гельцементным раствором плотностью 1.48 г/см до 650м.
Проектная конструкция скважины приведена на рисунке 5.
Типы резьбового соединения и герметизирующие средства для обсадных колонн выбраны с учетом вида флюида, находящегося в скважине, избыточного максимального внутреннего давления и максимальной
температуры воздействия и приведены в таблице 2.5.4.
таблица 2.5.4
Конструкция |
Тип резьбового соединения |
Герметизирующее средство |
Кондуктор с ПВО |
БТС |
Р - 2 МВП, Р - 402 |
Эксплуатационная колонна |
БТС |
Р - 2 МВП, Р - 402 |
Примечание. Допускается замена смазки Р-402 смазкой Р-416.
Примечание:
1.ОТТМБ
- трубы ОТТМ по ГОСТ 632-80 исполнения Б.
2БТС - трубы с трапецеидальной резьбой
«БАТРЕСС» по ТУ
39.0147016-40-93 или ТУ 14-161-169-96.
Номер колонны в порядке спуска |
Название колонны |
Интервал установки колонны по вертикали скважины, м |
Характеристика труб |
|||||||
От (верх) |
До (низ) |
Номинальный диаметр ствола скважины (долота) |
Изготовление обсадных труб (отечественное, импортное) |
Тип соединения (нормальное, ОТТМ, ОТТГ, ТБО и т.д.) |
Номинальный наружный диаметр обсадных труб, мм |
Максимальный наружный диаметр соединения мм |
Ограничение на толщину стенки, не более мм |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 2 3 |
Направление Кондуктор Эксплуатационная |
0 |
40 800
2730 |
393.7 295.3
215.9 |
ГОСТ 632- 80 ТУ
39.0147016- 40-93
ТУ 14-161- 169-96 |
ОТТМБ БТС
БТС |
323.9 244.5
146.1 |
351.0 269.9
187.7 |
10 10
11 |