- •Геологические условия бурения.
- •Выбор конструкции скважины
- •Конструкция скважины
- •Выбор способа бурения.
- •Выбор типа долот и режима бурения.
- •Выбор бурильной колонны
- •Выбор гидравлической программы бурения скважины.
- •Выбор типа промывочной жидкости и её параметров.
- •Цементирование обсадных колонн.
- •Расчет обсадных колонн на прочность.
- •Заканчивание скважины.
- •Выбор бурильной установки.
- •Заключение
- •Список литературы
Расчет обсадных колонн на прочность.
Расчёт приводится в следующем порядке:
Выбираем самую дешевую марку прочности стали эксплуатационной колонны (Д)
Из таблиц выписываем давление смятия для каждой толщины стенки выбранной трубы. Например: трубы марки Д, диаметром 146мм.
Таблица 7
Толщина стенки, Мм |
6.5 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
Давление смятия, Ркр.см, Мпа |
177 |
205 |
262 |
318 |
373 |
427 |
Определяем допустимую глубину спуска выбранных обсадных труб для каждой толщины стенки по формуле:
Hдоп=Ркр.см/(ρр х g x Ксм), м
ρр – плотность раствора, кг/м3
Ксм – коэффициент запаса прочности на смятие ( 1.0-1.3)
g – ускорение свободного падения 9.8 м/с
Hдоп=177/(1000 х 9.8 х 1)=0.018 м
Результаты расчётов заносятся в таблицу (таблица 8)
Таблица 8
№ секции |
Марка стали |
Толщина стенки, мм |
Глубина спуска, м |
Длина секции, м |
Вес 1м труб, кг |
Вес секции, т |
Суммарный вес, т |
| ||||||
от |
до | |||||||||||||
1 |
Д |
6.5 |
1800 |
3200 |
25 |
20.41 |
0.51 |
28.56 |
Проверяем верхнее сечение эксплуатационной колонны на страгивание по формуле:
Кстр>Рст/Рф
Кстр – коэффициент запаса прочности на страгивание, берется из таблиц. (1.15)
Рст – страгивающая нагрузка, при которой в резьбовом соединении трубы напряжение достигает предела прочности. Берется из таблиц(637)
Рф – фактическая нагрузка на резьбовое соединение. Она равна весу обсадной колонны
1.15<<637/28.56(22.3)
Рф =q1 x l1 + q2 x l2 + … qn x ln
q- вес 1м труб отдельных секции, т.
l- длина отдельных секции труб, м
Будем считать, что длина секции равна длине эксплуатационной колонне.
Заканчивание скважины.
В целом нефтепереработчики стремятся получить как можно меньше других продуктов одновременно с нефтью. Вода до продажи должна быть отделена от сырой нефти — и чем больше объем воды, которую придется отделять, тем меньше останется нефти на продажу. Желательно также снизить объем добываемого газа либо совсем исключить его (кроме тех случаев, когда скважина ведет в газовый коллектор). В нефтяном коллекторе газ играет роль той силы, которая выталкивает флюиды в ствол скважины. Поэтому имеет смысл сохранять его как можно дольше — это увеличивает продолжительность эксплуатации месторождения.
Во многих коллекторах поверх нефтеносной зоны располагается газоносная, либо снизу находится зона воды, либо вместе и то и другое. В этих случаях заканчивание скважины нужно провести таким образом, чтобы не допустить попадания в нее свободного газа или воды. Следовательно, важное значение приобретает правильный выбор горизонта в пределах интересующей зоны.
Исследование продуктивных пластов.
При исследовании по методу “снизу вверх” скважину доводят до проектной глубины, закрепляют обсадной колонной и цементной оболочкой за ней. Испытания начинают с самого нижнего объекта, для чего обсадную колонну против этого пласта перфорируют осуществляют вызов притока, отбирают пробы пластовой жидкости и проводят необходимые измерения. После завершения испытания нижнего объекта устанавливают цементный мост или резиновый тампон выше перфорированного участка , рассчитанный на перепад давления 25 МПа. Затем перфорируют обсадную колонну против выше расположенного объекта, испытывают его и переходят к следующему объекту, перемещаясь вверх.