Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади (стр. 3 из 10)
Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну:
Dд.эк. = dм + 2δ = 0,188 + 2 × 0,012 = 0,212м,
где dм – диаметр муфты эксплуатационной колонны,δ – зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,02 м. из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.
Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения долота по эксплуатационной колонне:
Dвнк = Dд.эк. + (0,006÷0,008)=0,2159 + 0,006 = 0,2219 м,
где 0,006÷0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 равный 0,245 м.
Определяется диаметр долота под техническую колонну:
Dд.т. = Dм + 2δ = 0,271 + 2 × 0,012 = 0,295м.
Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,2953 м.
Определяется диаметр кондуктора:
Dвн.к = Dд.т + (0,006 ÷ 0,008) = 0,2953 + 0,006 = 0,3013 м,
где 0,006÷0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром техническойколонны.Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 равный 0,324 м.
Определяется диаметр долота под кондуктор:
Dд.к = dм + 2δ = 0,351 + 2 × 0,015 = 0,381 м.
Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,3937 м.
Определяется диаметр ІІ направления:
Dвн.н = Dд.к + 0,006 = 0,3937 + 0,006 = 0,3997м.
Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.
Определяется диаметр долота под II направление:
Dд.н = dмн +2δ = 0,451+2 × 0,02 = 0,491 м.
Принимается по ГОСТу 20692-72 диаметр долота равный 0,490 м.
Диаметр I направления равен 0,530 м.
Диаметр долота под I направление равен 0,6 м.
КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ
Схема 1
3.2 ВЫБОР И РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ
Принимается для бурения наклонно-направленной скважины. На данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 200 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем ШО1-195. При бурении под эксплуатационную колонну для изменения направления ствола скважины используют отклонитель ШО-195. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производится с помощью телесистемы. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла (искривленного участка) принимается i10 = 1°.
РАСЧЕТ НАКЛОННОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ
Исходные данные:
Глубина скважины L в – 1838 м.
Глубина зарезки наклонного ствола Н в = 200 м.
Диаметр долота D д = 0,2953 м.
Диаметр забойного двигателя D з.д = 0,24 м.
Длина отклонителя L.що= 10м.
Длина забойного двигателя L 2тсш = 17 м.
Определяется радиус искривления ствола скважины:
R =
× 10 × К = 
× 10× 1,05 = 600 м, где К – коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах принимается (1,05÷1,10).Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:
= 
= 
= 282 м;fот =
= 
= 9,9 мм;I = 0,049
= 0,049 × 244 = 16,257см2; 
= 
= 
= 429,4 м,где К1 – принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2 – 6см;
f зд – прогиб отклонителя забойного двигателя в искривленном стволе
скважины;
I – момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;
Е – модуль Юнга, Е = 2,1 × 107
= = 
= 599 м,fзд =
= 
= 6,31 мм;I = 0,049
= 0,049 × 19,54 = 7085 см2,где: q зд – масса забойного двигателя длиной в 1 см (кг).
Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается R = 600 м.
Определяется максимальный угол наклона ствола скважины:
соs α =
= 
= 0,9910; α = 7о,где: А – проложение – 200 м; Н = Lв – Нв = 1838 – 200=1638 м.
Определяется горизонтальная проекция искривленного участка:
а = R × (1 – соs α) = 600 × (1 – 0,9910) = 5,4 м.
Определяется вертикальная проекция искривленного участка:
h = R × sin α = 600 × 0,1219 = 73,14 м.
Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка:
Н = Lв – (Нв + h) = 1838 – (200 + 73,14) = 1565 м.
Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка:
А = Н × tg α = 1565 × 0,1228 = 192 м.
Определяется длина искривленного участка:
ℓ2 = 0,01745 × R × α = 0,01745 × 600 × 7 = 73,3 м.
Определяется длина прямолинейного наклонного участка:
ℓ3 = Н1 / соs α = 1565 / 0,9910 = 1579 м.
Определяется длина наклонного участка:
Lн = ℓ1+ ℓ2 + ℓ3 =200 + 73,3 + 1579 = 1852 м.
Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины:
к2 = ℓ2 / h = 73,3 / 73,1 = 1,002;
к3 = ℓ3 / Н = 1579 / 1565 = 1,009.
ПРОФИЛЬ НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ
Схема 2
3.3 ВЫБОР ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПО ИНТЕРВАЛАМ СКВАЖИНЫ
Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.
Бурение под I направление в интервале от 0 до 12 м «всухую» шнеком Dд = 600 мм.
Бурение под II направление в интервале от 12 до 40 м. ведется на естественном глинистом растворе ρ = 1080 кг/м3, УВ = 20-25 с, рН = 6,5.
Бурение под кондуктор от глубины II направления до башмака кондуктора от 40 до 160 м ведется на глинистом растворе ρ = 1230-1240 кг/м3.
Бурение под техническую колонну от 160 до 579 м, на соленасыщенном растворе ρ = 1,21-1,23 г/см3, УВ = 22 с.
Бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 579 до 972 м. ведется на технической воде ρ = 1000 кг/м3, остальные параметры не регулируются;
в интервале от 972 до 1497 м – ХНР (хлорнатриевый раствор), ρ = 1120-1140 кг/м3, остальные параметры не регулируются;
в интервале от 1497 до 1852 м – на безглинистом растворе на основе полисахаридов с ρ = 1120-1140 кг/м3, УВ=20-25 с, фильтроотдача 6-8 × 10–6 м3 × 30 мин, рН = 7,5-8,5, корка – пленка.
Определяется плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления.
Ρб.р = Рпл × К / 0,01L = 14,08×1,05 / 0,01×1838 = 804 кг/м3.
С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнений вышележащих пластов принимается ρб.р = 1140 кг/м3, со следующими параметрами: УВ=25-30 с, фильтроотдача 6-8 × 10–6 м3 × 30 мин, рН=7,5-8,5, корка – пленка, СНС = 0.
Определяется количество материалов для приготовления и обработки бурового раствора по интервалам:
Vм – объем мерников, м3;
К1 – коэффициент кавернозности 1,1;
К2 – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации 1,1;
К3 – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке 1,1;
Интервал бурения 0 – 12 м:
Vбр = Vм + 0,785 ×
× Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 × 0,4902 × 40 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 55,6м3.Интервал бурения 0 – 40 м:
Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 0,4902 × 40 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 60,5м3.
Интервал бурения 0 – 160 м:
Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 =50 + 0,785 × 0,39372 × 160 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 76 м3;
Интервал бурения 0 – 579м.:
Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 × 0,29532 × 579 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 101 м3;