Графические приложения к проекту

ЗАДАНИЕ

Для дипломного проекта студенту геологоразведочного колледжа г. Семей по специальности 0801000 «Бурение нефтяных и газовых скважин и технология буровых работ»

Группа: Нб-21

Понамарёв Антон Александрович (Ф.И.О.)

Тема дипломного проекта: Бурение эксплуатационной скважины глубиной 1800 м на месторождении Узень, купол Хумурун.

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Общая часть

Географо-экономическая характеристика работ

1.1 Физико-географические сведения

1.1.1 Местоположение

1.1.2 Рельеф

1.1.3 Гидросеть

1.1.4 Климат

1.1.5 Растительность

1.2 Географо-экономические данные

1.1.6 Население

1.1.7 Экономическое развитие

1.1.8 Транспортные условия района

1.1.9 Обеспеченность участка работ энергией, топливом, стройматериалами

2 Геологический раздел

2.1 Краткие сведения о районе работ

2.2 Стратиграфический разрез скважины

2.3 Нефтеносность

2.4 Водоносность

2.5 Газоносность

2.6 Давление и температура в продуктивных пластах.

2.7 Геофизические исследования

2.8 Возможные осложнения по разрезу скважины

2.8.1 Поглощение бурового раствора.

2.8.2 Прихватообсадные зоны.

2.8.3 Осыпи и обвалы стенок скважины.

2.8.4 Нефтегазоводопроявления.

2.8.5 Прочие возможные осложнения.

2.9 Испытание, освоение продуктивного пласта

2.10 Ранее проведенные буровые работы.

Технологический раздел

3.1 Выбор способа бурения

3.2 Выбор и расчет конструкции скважины.

3.4 Выбор типов буровых растворов по интервалам скважины

3.5 Расчет обсадных колонн

3.5.1 Расчет эксплуатационной колонны

3.5.2 Расчет кондуктора

3.5.3 Расчет направления

3.6 Расчет цементирования обсадных колонн

3.6.1 Расчет цементирования эксплуатационной колонны

3.6.2 Расчет цементирования кондуктора

3.6.3 Расчет цементирования направления

3.7 Организационно – технические мероприятия по повышению

крепления скважины

3.7.1 Подготовка буровой установки к креплению скважины

3.7.2 Подготовка обсадных труб

3.7.3 Выбор тампонажного материала

3.7.4 Подготовка скважины к спуску обсадных труб

3.7.5 Цементирование обсадной колонны

3.8 Выбор и расчет бурильной колонны

3.9 Выбор долот для бурения

3.10 Выбор буровой установки

3.11 Показатели работы долот и режимы бурения

Охрана труда, природы и недр

4.1 Техника безопасности при бурении скважин

4.2 Производственная санитария

4.3 Меры по обеспечению пожарной безопасности

4.4 Охрана окружающей среды

Экономический раздел

5.1 Расчет нормативных затрат времени на цикл строительства скважины

5.2 Расчет скоростей бурения и других технико-экономических показателей (ТЭП) при нормативном режиме строительства скважины

5.3 Расчет сметной стоимости строительства скважины

5.4 Расчет затрат времени на цикл строительства скважины в усовершенствованных условиях процесса бурения

5.5 Расчет скоростей бурения и других технико-экономических показателей (ТЭП) при проектируемом (усовершенствованном) режиме строительства скважины

5.6 Сравнительная таблица ТЭП строительства скважин по нормативному и проектируемому режимам бурения с учетом внедряемых мероприятий

Список литературы

Графические приложения к проекту

Обзорная карта района в масштабе_______________________________

Геологическая карта месторождения в масштабе___________________

Технический лист_____________________________________________

Геолого-технический наряд_____________________________________

Руководитель проекта: Абикешев М.Р.

Дата выдачи задания «» февраля 2016г.

Дата окончания проекта «___»_______________2016г.

ВВЕДЕНИЕ

Узень — нефтегазовое месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Мангышлак. Относится к Южно-Мангыстауской нефтегазоносной области. Открыто в 1961 году.

Оператором месторождение является казахская нефтяная компания Разведка Добыча «КазМунайГаз». Добыча нефти 2008 году составила 7 млн. тонн. Рекордный уровень добычи нефти - 16,3 млн. тонн был зафиксирован в 1975 год, минимальный – 2,7 млн. тонн в 1994 год.

Объектом является групповой технический проект на строительство эксплуатационных добывающих скважин проектной глубиной 1800 м на куполе Хумурун месторождения «Узень» буровой установкой МБУ-125 или аналог

Цель работы – добыча углеводородного сырья.

В проекте приведены сведения о геологической характеристике на куполе Хумурун месторождения Узень, физико–химические свойства горных пород, давление и температура по разрезу скважин.

В данном проекте выполнены следующие работы: организация и производство буровых работ, в том числе, конструкция скважины, выбор буровых растворов, выбор долот, способов бурения и осевой нагрузки на долото, крепление скважин обсадными колоннами, расчеты продолжительности вышкомонтажных работ, затрат труда, расхода питьевой воды, расхода электроэнергии, схема транспортировки грузов и вахт.

Данный рабочий проект является основным документом на строительство эксплуатационных добывающих скважин проектной глубиной 1800 м на куполе Хумурун месторождения «Узень» выполнен в соответствии с протоколом от 14.05.2013 г. буровой установкой МБУ-125 или аналог.

1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ

3. Географо-экономическая характеристика работ

3.1 Физико-географические сведения

3.1.1 Местоположение

Месторождение Узень расположено в степной равнинной части полуострова Мангышлак и административно относится к Каракиянскому району Мангистауской области Республики Казахстан (рис. 4.1).

Рисунок 4.1– Обзорная карта района работ

3.1.2 Рельеф

Орографически Южно-Мангистауский район представляет собой обширное, слабо всхолмленное плато, слегка наклоненное к юго-западу, в сторону моря, на котором располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая минимальную абсолютную отметку - 132м.

Рельеф в районе Узеньского месторождения характеризуется сложным строением. Центральную часть занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракщин. На западе и северо-западе в пределах площади месторождения плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.

Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа, вдаются во впадину Узень, образуя так называемый мыс Хумурун.

3.1.3 Гидросеть

Техническая вода добывается с Магистрального водовода или с нагнетательной скважины, питьевая вода доставляется на авто-транспорте с г.Жанаозен, который расположен в 35 км от месторождения.

3.1.4 Климат

Климат района резко-континентальный. Лето сухое, знойное, температура +40-50Сº. Зима малоснежная с сильными ветрами восточного и северо-восточного направлений. Температура воздуха понижается до -25Сº. Годовое количество осадков 100мм, большинство из них выпадает в осенне-зимний период.

3.1.5 Растительность

Территория Мангистауской области - это территория зоны пустынь, покрытая в основном полынно-злаковой растительностью, что способствует развитию животноводства, прежде всего довольно перспективной его отрасли - каракулеводства, а также разведению лошадей и верблюдов.

3.2 Географо-экономические данные

3.2.1 Население

Население каракиянского района составляет 36 тыс человек, национальный состав – казахи 98,94 %, русские 0,42%, другие национальности 0,64 %.

3.2.2 Экономическое развитие

Сельское хозяйство– в районе зарегистрировано 313 сельское хозяйство, из них 28 занимается подсобнымихозяйствами, остальные скотоводства.

Малый и средний бизнес–в малом и среднем бизнесе за 2015 год зарегистрировано 1985 субьекта. Из них 309 крестяньское хозяйство, работают 4435 человека.На данный момент для развития малого и среднего бизнеса, существуют программы «Дорожная Карта Бизнеса2020»,Дорожная Карта Занятости 2020» и «Агро бизнес 2020».

3.2.3 Транспортные условия района

Обеспеченность участка работ энергией, топливом, стройматериалами.

Местными строй материалами снабжает карьер находящийся в 35 км от района работа, срой материалы доставляются на самосвалах.

Энергоснабжение находятся в 10 км от района работ установленные на железо бетонных опорах линии электропередач ЛЭП 500.

2.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Краткие сведения о районе работ

Региональные геолого-геофизические работы проведены в 1953 -1956 гг. Глубокое бурение начато в 1960 г. Месторождение открыто в 1961 г. Первооткрывательница - скважина К-18. Приурочено к крупной брахиантиклинальной складке запад-северо-западного простирания, осложненной рядом локальных поднятий и куполов (Основной и Центральный, Хумурунский, Аксайский, Северо-Западный, Восточно-Парсумурунский и Парсумурунский, Восточно- и -Западно-Карамандыбасский).

2.2 Стратиграфический разрез скважины.

Стратиграфическая характеристика контрактной площади составлена на основе данных бурения разведочных скважин 6486,6499,6484,6458,6487.

Неоген N

Известняки, ракушечники с многочисленными включениями сажистых остатков. Глины зеленовато – серые, известковистые с включениями мягких обуглившихся растительных остатков.,. Мергели белые, светло – серые и зеленоватые чередуются с известняками пелитоморфными и ракушечными.

Палеоген+датР+d

Мергели белые, светло – серые, буровато-коричневые известняками органогенные-обломочные, оолитовые и пелитоморфные, преимущественно белого цвета с различными оттенками, изредка прослеживаются кальцитовые прожилки и стяжения. Глины зеленовато – серые, плотные, известковистые с включениями мягких обуглившихся растительных остатков. Участками отмечается загипсованность глин и мергелей, включения пирита.

Сеннон+туронK2 Sn+t.

Мел писчий, с подчиненными прослоями белых мергелей, сероватых и зеленоватых известняков,пелитоморфных. Песчаники фосфоритоносные. Глины серые, зеленовато – серые.

СеноманK2 сm.

Слабо алевритистые, некарбонатные глины, переслаивающиеся с серым и зеленовато-серым полимиктовыми и поливогипатовыми кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и алевролитами, сцементированными глинистым, глинисто-карбонатным и карбонатным цементом. В глинах и песчаниках встречаются многочисленные обломки, отпечатки раковин и ядер пелицинодгастропод. Встречаются конкреций, скопления пирита, желваки фосфоритов и кремнистая галька. Отдельные разности песчаника сильно кальцированы.

Альб K1al.

Глины серые и темно – серые, алевролитистые, некарбонатные. Песчаники и алевролиты серые, темно – серые и зеленовато – серые, преимущественно мелкозернистые, слабо сцементированные глинистым цементом. Встречаются конкреции карбонатных, очень крепких сливных песчаников, многочисленные остатки раковин пелиципод, гастропод, рассеян многочисленный детрит, зерна пирита, а также конкреции фосфоритов.

АптK1a.

Глины темно – серые, слабоалевритистые, содержащие рассеяннуюфаунупелиципод, аммонитов. Песчаники серые, и мелкозернистые, средней крепости, сцементированные глинистым цементом.

НеокомKI nс.

Песчаники зеленовато-серые, преимущественно мелкозернистые, крепко сцементированные карбонатным цементом. Глины зеленовато – серые, алевритистые. Встречаются прослои пелитоморфных известняков, которые имеют также зеленовато – серую окраску.

Оксфорд J3ox.

Глинисто-мергелистая толща: нижняя часть глинистая, верхняя часть содержит мощные пачки мергелей. Глины зеленовато – серые, алевритистые, карбонатные. Мергели пелитоморфные микрозернистые, содержат значительную примесь алевритистого материала. Алевролиты Известковистые, зеленовато – серые.

КелловейJ3 k.

Глины карбонатные с прослоями песчаников сильно известковистые. Глины серые, слабо алевритистые. Песчаники и алевролиты в основном серые и светло – серые, средней крепости, сцементированные преимущественно глинисто-карбонатным цементом.

Бат J2bt.

Песчаники и алевролиты темно – серые, желтовато и коричневато – серые, преимущественно

мелкозернистые средней крепости, сцементированные глинистым, иногда кремнисто-глинистым или глинисто – карбонатным цементом. Глины серые, плотные, аргилито подобные, слоистые с включениями пирита.

БайосJ2b.

Песчано-алевролитовые породы разделенные глинистыми прослоями. Песчаники серые, реже коричневато серые, мелкозернистые, слабосцементированные глинисто – карбонатным цементом. Глины темно – серые, слабоалевритситые, некарбонатыные.

АаленJ2а.

Песчаники серые, желто-серые, мелко – средне и крупнозернистые, слабые и средней крепости. Алевритстые, слабокарбонатные, плотные гидрослюдитстые. Конгломераты состоят из угловатых обломков кремния, кварца.

Нижняя юра J1.

Алевролиты темно серые, крепко сцементированные, с обугливавшимся растительными остатками. Аргиллиты темно-серые, алевритистые песчаники светло-серые, серые от мелко до среднезернистых, средней сцементированной. Глины серые, темно-серые, местами песчанистые.

2.3 Нефтеносность

По прогнозам руководство поровый коллектор находится на глубине от 1710 до 1750 метров, мощность колектора 40 метров в отложениях Байоса сложенным глинами, плотность нефти в пластовых условиях 0,78-0,79 г/см³.

2.4 Водоносность

Вода присутствует в отложениях Сеноман, Альб, Неоком, а так же в поровом колекторе в нижних отложениях Байоса.

2.5 Газоносность

Газ присутствует в поровом коллекторе в верхних отложениях Байоса.

2.6 Давление и температура в продуктивных пластах

Температура на интервале от 0 до 11 метров 19⁰С, на глубине 1800 метров 80⁰С.

Градиент пластовых давлений представлен в табилце 3,2.

2.7 Геофизические исследования.

Геофизические исследования проводились на интервалах от 30 до 510 метров(КС, ПС, ИК,ГК, НГК,профилеметрия кавернометрия (ПР, КВ), инклинометрия, термометрия.) и от 510 до 1800 (КС, ПС, ИК (ВИКИЗ), БК, БМК, МКВ, МКЗ, ГК, СГК, ННК, ГГК-П, АК, резистивиметрия).

2.8 Возможные осложнения по разрезу скважины.

2.8.1 Поглощение бурового раствора.

Поглощение бурового раствора в итервале от 0 до 30 метров (В процессе бурения при любых параметрах бурового раствора в связи наличием высокопроницаемых пород, воды которых сдренированы).

2.8.2 Прихватообсадные зоны.

Первая обсадная зона будет в интервале от 0 до 30 метров, здесь будет установлена направляющая колонна диаметром 273,1мм. Второй зоной обсаживания будет интервал от 0 до 510м,кондуктор – диаметр 168мм. И третьей зоной обсаживания будет интервал от 0 до 1800 метров,эксплуатационная колонна диаметром 114 мм.

2.8.3 Осыпи и обвалы стенок скважины.

Осыпи и обвалы стенок скважины возможно в интервале от 0 до 510 м. это связано с тем что на данном участке пласты сложены мягкими породами, а именно глинами, аргиллитами, песками и песчаниками.

2.8.4 Нефтегазоводопроявления.

При бурении скважин возможны незначительные проявления нефти в виде пленки нефти в буровом растворе.Возможны проявление газом в виде раз газирования бурового раствора с падением плотности раствора.

2.8.5 Прочие возможные осложнения.

Прочихосложненийнеожидается.

2.9 Испытание, освоение продуктивного пласта

2.10 Ранее проведенные буровые работы.

Групповой технический проект с ОВОС на строительство эксплуатационных добывающих скважин глубиной 1800 м на куполе Хумурун месторождения Узень Каракиянском районе Мангистауской области разработан в соответствии с «Инструкцией о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ» (ВСН 39-86). Выполнен по форме и содержанию согласно «Макета рабочего (технического) проекта на строительство скважин на нефть и газ» (РД 39-0148052-537-87).

Цель работы – добыча углеводородного сырья.

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Выбор способа бурения

По результатам анализа ранее проведенных работ и геологического разреза, сложности и возраста слагаемых пород вдоль ствола скважины нам известно, что разрез, преимущественно, сложен песчано-глинистыми породами. Это может способствовать быстрому износу породо-разрушающего инструмента при значительных частотах вращения. Кроме того имеются интервалы мощных пластичных глин по всему разрезу, вплоть до продуктивного. Это может привести к интенсивному зашламованию забойных двигателей. Помимо этого, если не будет соблюдена необходимая плотность бурового раствора, в интервалах 510-1800 метров вдоль ствола проектируемой скважины возможны осложнения в виде сальникообразования, заклинок при превышении фильтрации и недостаточной очистке забоя. А так как использование гидравлических погружных двигателей необратимо связано с потерей гидродинамической подвижности раствора в соединениях труб и в самих двигателях - использование последних является не рентабельным.

Помимо этого разрез является недостаточно изученным, и имеется необходимость в оптимизации режимов непосредственно во время бурения. Этому может способствовать только роторный способ бурения.

Таким образом, анализируя все предпосылки, особенности геологического строения месторождения, преимущества и недостатки конкретного метода можно сделать вывод, что наиболее рациональным способом бурения является – роторный

3.2 Выбор и расчет конструкции скважины

3.2.1Построение совмещенного графика изменения давлений

Построения совмещенного графика изменения пластовых давлений необходимо для выявления несовместимых условий бурения.

Под несовместимыми условиями бурения понимают такие условия, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащих интервалов вызовут осложнения в вышележащих интервалах, если их не закрепить обсадными трубами.

Для проектирования конструкции нам необходимо найти коэффициент аномальности пластового давления(Ка), индекс давления поглощения(Кп) и относительную плотность бурового раствора по интервально(ро).

Под коэффициентом аномальности понимают отношение пластового давления к гидростатическому давлению столба жидкости.

Ка=Рпл/Рг.ст=Рпл/pgh(3.1)

Где Pпл– пластовое давление на глубине h;

Рг.ст– условное гидростатическое давление (давление пресной воды);

p– плотность воды (p в= 1000 кг/м³);

g – ускорение свободного падения (в расчетах примем равным g= 9,8м/с²);

h – расстояние от устья до рассматриваемой точки.

Под индексом давления понимают отношение давления, при котором возникает поглощение бурового раствора в пласте гидростатическому давлению столба пресной воды высотой от устья до рассматриваемой точки.

Кп=Рп/Рг.ст=Рп/pgh(3.2)

где Р_п – давление поглощения бурового раствора в пласт.

Под относительной плотностью понимают отношение плотности бурового раствора к плотности пресной воды.

pо=pп.ж/pв (3.3)

Минимально необходимую величину pо для предотвращения притока бурового раствора и газов в скважину пользуются формулой:

pо=Кр*Ка (3.4)

где Кр– коэффициент резерва.(таблица 3.1)

Таблица 3.1

Значения коэффициента резерва:

Глубина, м	0-1200	1200-2500
Коэффициент резерва К_р	1,1÷1,15	1,05÷1,1

Таблица 3.2 Градиентов пластового давления и гидроразрыва пород

Индекс стратиграфичес- когоподразделения	Интервал, м	Градиент пластового давления	Градиент гидроразрыва пород
от	до
Неоген			0,040	0,185
Палеоген			0,053	0,185
Сенон+турон K₂sn+t			0,053	0,185
Сеноман K₂cm			0,071	0,185
Альб K_Iae			0,070	0,155
Апт K_Iap			0,073	0,155
Неоком K_Inс			0,075	0,170
Оксфорд J₃ox			0,097	0,170
КелловейJ₃kXIII			0,096	0,170
Бат J₂btXIV			0,095	0,170
XV			0,098	0,170
XVI			0,096	0,170
XVII А			0,098	0,170
XVIIБ			0,098	0,170
Байос J₂b XVIII А			0,097	0,170
XVIII Б			0,096	0,170
XVIII В			0,095	0,170
XIX А			0,099	0,170
XXI А			0,095	0,170
XXI Б			0,093	0,170
XXII А			0,093	0,170
XXII Б			0,096	0,170
XXIII			0,095	0,170

Для нахождения пластового давления и давления гидроразрыва пород поинтервальноиспользуем таблицу 3.2 градиентов пластового давления и давления гидроразрыва пород. Пластовое давление и давление гидроразрыва это произведения глубины интервала и градиентов по интервально.

1.Рпл=11*0,04=0,44 1.Pгр=11*0,185=2,035

2.Рпл=75*0,053=3,97 2.Ргр=75*0,185=13,87

3.Рпл=135*0,053=7,155 3.Ргр=135*0,185=24,97

4.Рпл=247*0,071=17,53 4.Ргр=247*0,185=45,69

5.Рпл=831*0,070=58,17 5.Ргр=831*0,155=128,80

6.Рпл=895*0,073=65,33 6.Ргр=895*0,155=138,72

7.Рпл=962*0,075=72,15 7.Ргр=962*0,170=163,54

8.Рпл=1082*0,097=104,95 8.Ргр=1082*0,170=183,94

9.Рпл=1176*0,096=112,89 9.Ргр=1176*0,170=199,92

10.Рпл=1248*0,095=118,56 10.Ргр=1248*0,170=212,16

11.Рпл=1286*0,098=126,028 11.Ргр=1286*0,170=218,62

12.Рпл=1341*0,096=128,73 12.Ргр=1341*0,170=227,97

13.Рпл=1359*0,098=133,18 13.Ргр=1359*0,170=231,03

14.Рпл=1395*0,097=135,315 14.Ргр=1395*0,170=237,15

15.Рпл=1414*0,097=137,15 15.Ргр=1414*0,170=240,38

16.Рпл=1427*0,096=136,99 16.Ргр=1427*0,170=242,59

17.Рпл=1439*0,095=136,705 17.Ргр=1439*0,170=244,63

18.Рпл=1450*0,099=143,55 18.Ргр=1450*0,170=246,5

19.Рпл=1626*0,095=154,47 19.Ргр=1626*0,170=276,42

20,Рпл=1672*0,093=155,49 20.Ргр=1672*0,170=284,24

21.Рпл=1701*0,093=158,19 21.Ргр=1701*0,170=289,17

22.Рпл=1759*0,096=175,9 22.Ргр=1759*0,170=299,03

23.Рпл=1800*0,095=171 23.Ргр=1800*0,170=306

3.2.2 Расчет графика совмещенных давлений

Коэффициент аномальности пластового давления(Ка) рассчитываем для выявления выброса бурового раствора в расчетном интервале, индекс давления поглощения(Кп) рассчитывается для выявления поглощения бурового раствора в расчетном интервале и рассчитываем относительную плотность бурового раствора по интервально(ро).

1.Ка=0,044*10⁶/1000*10*11=0,40

2.Ка=0,39*10⁶/1000*10*75=0,52

3.Ка=0,71*10⁶/1000*10*135=0,52

4.Ка=1,75*10⁶/1000*10*247=0,70

5.Ка=5,8*10⁶/1000*10*831=0,70

6.Ка =6,5*10⁶ /1000*10*895=0,72

7.Ка =7,2*10⁶ /1000*10*962=0,74

8.Ка =10,49*10⁶ /1000*10*1082=0,97

9.Ка =11,28*10⁶ /1000*10*1176=0,95

10.Ка =11,85*10⁶/1000*10*1248=0,95

11.Ка =12,60*10⁶ /1000*10*1286=0,97

12.Ка =12,87*10⁶ /1000*10*1341=0,96

13.Ка =13,31*10⁶ /1000*10*1359=0,98

14.Ка =13,67*10⁶ /1000*10*1395=0,98

15.Ка =13,71*10⁶ /1000*10*1414=0,97

16.Ка =13,69*10⁶ /1000*10*1427=0,96

17.Ка =13,81*10⁶ /1000*10*1439=0,96

18.Ка =14,06*10⁶ /1000*10*1450=0,97

19.Ка =15,60*10⁶ /1000*10*1626=0,96

20.Ка =16,38*10⁶ /1000*10*1672=0,98

21.Ка =16,66*10⁶ /1000*10*1701=0,97

22.Ка =17,05*10⁶ /1000*10*1758=0,97

23.Ка =17,39*10⁶ /1000*10*1800=0,97

Зная коэффициент аномальности и коэффициент резерва, переходим к вычислению относительной плотности бурового раствора для каждого интервала по формуле (3.4):

1.а) со = 0,40·1,15 = 0,46;

б) со = 0,40·1,1 = 0,44;

2.а) со = 0,52·1,15 = 0,59;

б) со = 0,52·1,1 = 0,57;

3.а) со = 0,52·1,05 = 0,59;

б) со = 0,52·1,1 = 0,57;

4.а) со = 0,70·1,15 = 0,80;

б) со = 0,70·1,1 = 0,77;

5.а) со = 0,70·1,15 = 0,80;

б) со = 0,70·1,1 = 0,77;

6.а) со = 0,72·1,15 = 0,79;

б) со = 0,72·1,1 = 0,82;

7.а) со = 0,74·1,15 = 0,81;

б) со = 0,74·1,1 = 0,85;

8.а) со = 0,97·1,15 =1,06;

б) со = 0,97·1,1 = 1,11;

9.а) со = 0,95·1,05 = 0,99;

б) со = 0,95·1,1 = 1,04;

10.а) со = 0,95·1,05 = 0,99;

б) со = 0,95·1,1 = 1,04;

11.а) со = 0,97·1,05 = 1,01;

б) со = 0,97·1,1 = 1,06;

12.а) со = 0,96·1,05 = 1,0;

б) со = 0,96·1,1 = 1,05;

13.а) со = 0,98·1,05 = 1,02;

б) со = 0,98·1,1 = 1,07;

14.а) со = 0,98·1,05 = 1,02;

б) со = 0,98·1,1 = 1,07;

15.а) со = 0,97·1,05 = 1,01;

б) со = 0,97·1,1 = 1,06;

16.а) со = 0,96·1,05 = 1,0;

б) со = 0,96·1,1 = 1,05;

17.а) со = 0,96·1,05 = 1,0;

б) со = 0,96·1,1 = 1,05;

18.а) со = 0,97·1,05 = 1,01;

б) со = 0,97·1,1 = 1,06;

19.а) со = 0,96·1,05 = 1,0;

б) со = 0,96·1,1 = 1,05;

20.а) со = 0,98·1,05 = 1,02;

б) со = 0,98·1,1 = 1,07;

21.а) со = 0,97·1,05 = 1,01;

б) со = 0,97·1,1 = 1,06;

22.а) со = 0,97·1,05 = 1,01;

б) со = 0,97·1,1 = 1,06;

23.а) со = 0,97·1,05 = 1,01;

б) со = 0,97·1,1 = 1,06;

Индекс давления поглощения выбирается с учетом глубины, исходя из значения величины гидроразрыва пласта согласно формуле (3.2):

1.Кп=0,2035*10⁶/1000*10*11=1,85

2.Кп=1,387*10⁶/1000*10*75=1,85

3.Кп=2,497*10⁶/1000*10*135=1,85

4.Кп=4,569*10⁶/1000*10*247=1,85

5.Кп=12,880*10⁶/1000*10*831=1,55

6.Кп =13,872*10⁶ /1000*10*895=1,55

7.Кп =16,354*10⁶ /1000*10*962=1,7

8.Кп =18,394*10⁶ /1000*10*1082=1,7

9.Кп =19,992*10⁶ /1000*10*1176=1,7

10.Кп =21,216*10⁶ /1000*10*1248=1,7

11.Кп =21,862*10⁶/1000*10*1286=1,7

12.Кп =22,797*10⁶ /1000*10*1341=1,7

13.Кп =23,103*10⁶ /1000*10*1359=1,7

14.Кп =23,715*10⁶ /1000*10*1395=1,7

15.Кп =24,038*10⁶ /1000*10*1414=1,7

16.Кп =24,259*10⁶ /1000*10*1427=1,7

17.Кп =24,463*10⁶ /1000*10*1439=1,7

18.Кп =24,650*10⁶ /1000*10*1450=1,7

19.Кп =27,642*10⁶ /1000*10*1626=1,7

20.Кп =28,424*10⁶ /1000*10*1672=1,7

21.Кп =28,917*10⁶ /1000*10*1701=1,7

22.Кп =29,886*10⁶ /1000*10*1758=1,7

23.Кп =30,6*10⁶ /1000*10*1800=1,7

Таблица 3.2

Данные для построения совмещенного графика изменения пластовых давлений.

№	Глубина	Коэффициент аномальности пластового давления, К_а	Относительная плотность бурового раствора, с_о	Индекс поглощения бурового раствора, К_п
	0-11	0,40	0,46-0,44	1,85
	11-75	0,52	0,59-0,57	1,85
	75-135	0,52	0,59-0,57	1,85
	135-247	0,70	0,80-0,77	1,85
	247-831	0,70	0,80-0,77	1,55
	831-895	0,72	0,79-0,82	1,55
	895-962	0,74	0,81-0,85	1,7
	962-1082	0,97	1,06-1,11	1,7
	1082-1176	0,95	0,99-1,04	1,7
	1176-1248	0,95	0,99-1,04	1,7
	1248-1286	0,97	1,01-1,06	1,7
	1286-1341	0,96	1,00-1,05	1,7
	1341-1359	0,98	1,02-1,07	1,7
	1359-1395	0,98	1,02-1,07	1,7
	1395-1414	0,97	1,01-1,06	1,7
	1414-1427	0,96	1,0-1,05	1,7
	1427-1439	0,96	1,0-1,05	1,7
	1439-1450	0,97	1,01-1,06	1,7
	1450-1626	0,96	1,01-1,05	1,7
	1626-1672	0,98	1,02-1,07	1,7
	1672-1701	0,97	1,01-1,07	1,7
	1701-1758	0,97	1,01-1,06	1,7
	1758-1800	0,97	1,01-1,06	1,7

Совмещенный график изменения пластовых давлений:

3.2.3 Обоснование и выбор конструкции скважины

Для успешного выполнения поставленной задачи, проводка скважины без осложнений и аварии, принимается следующая конструкция скважины.

1. Направление спускается на глубину 30 м с целью перекрытия верхних неустойчивых пород, способных к обвалам стенок скважины, обвязки устья скважины с циркуляционной системой.

2. Кондуктор спускается на глубину 510 м и цементируется до устья с целью перекрытия верхних неустойчивых пород неогена, сенон-турона, сеномана и альба способных к обвалам стенок скважины и поглощениям с последующим нефтегазоводопроявлением, а также из условий предупреждения гидроразрыва пород при ликвидации ГНВП.

Глубина спуска кондуктора рассчитывается из условия предупреждения гидроразрыва пород, при ликвидации ГНВП по формуле:

Н_конд.=100(Р_у+ΔР_у)/(ρ_г.р.-ρ_пл.ж.),Р_у= Р_пл – 0,1 х ρ_пл.ж х Н; где:

Р_у – Давление на устье при проявлении скважины.

Р_пл – Пластовые давления, г/см³.

ΔР_у – градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки последующей колонный.

ρ_пл.ж –Плотность пластовой жидкости

P_г.р. – Эквивалент градиента гидроразрыва пород

Н_к - Глубина спуска кондуктора.

Р_у= 175 – 0,1* 0,781 * 1800 = 34,02 кгс/см²; тогда Н_конд.= 100 (3,4 + 0,48)/ 1,55 – 0,781 = 504,5 м. Принимаем глубину спуска кондуктора 510 м.

3. Эксплуатационная колонна спускается на глубину 1800 м,глубина спуска колонны определяется исходя из глубины залегания продуктивного нефтяного пласта Эксплуатационная колонна спускается с учетом обеспечения работ связанных с опробованием и эксплуатацией скважины.

Исходя из совмещенного графика изменения пластовых давлений плотность, литологического состава горных пород,где преимущественно сложены глинистые и песчаниковые породы промывочную жидкость выбираем 1,05-1,1 г/см3.

3.2.3. Расчет диаметров обсадных колонн

Выбор конструкции скважины производится с низу в верх.Эксплуатационная колонна выбирается исходя из ожидаемого дебита скважины, который составляет 17,40 т/сут.Выбираем необходимый диаметр эксплуатационной колонны из таблицы (3.1). Исходя из таблицы выбранный диаметр эксплуатационной колонны составил 114,3 мм.

Таблица 3.1. Рекомендуемые условные диаметры эксплуатационной колонны

Диаметры эксплуатационной колонны (мм) при ожидаемом дебите
нефти, т/сут.	газа, тыс.м³/сут.
до 40	До	до	до	более	до	до	до	до	до
	127-		168-	178-		114-	146-	178-	219-

Минимально допустимый диаметрД_скв:

, где

Д_м –диаметр муфты;

δ – необходимый зазор (разность диаметров).

Внутренний диаметр предыдущей колонны Д_вн:

, где

Д_д – диаметр долота

∆ - радиальный зазор между долотом и внутренней стенкой обсадной трубы, принимается за (5 – 10 мм).

Данные берутся из следующих таблиц:

Таблица 3.2.Основные размеры обсадных труб и муфт к ним, мм

Номинальный наружный диаметр труб.	Толщина стенки труб.	Диаметр муфты.
114,3	5,2; 5,7; 6,4; 7,4; 8,6; 10,2	127,0
168,3	7,3; 8,0; 8,9; 10,6; 12,1	187,7
273,1	7,1; 8,9; 10,2; 11,4; 12,6; 13,8; 15,1; 16,5	244,5

Таблица 2.3.Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадной колонны и скважины

Условный диаметр обсадных труб,мм	Разность диаметров,мм
114,127
140,146
168,178,194,219,245,
273,299
324,340,351,377,426	39-45

1.Рассчитаем диаметр скважины под эксплуатационную колонну по формуле (3.9)

Д_скв=127 +15=142 мм

По полученному значению диаметра скважины подбирается ближайший больший диаметр по ГОСТ 20692 – 75 диаметр долота D_д. Выбираем ближайшее по диаметру скважины 142 мм долото диаметром 151 мм.

По принятому диаметру долота рассчитывается внутренний диаметр Д_впредыдущей обсадной колонны по формуле (3.10):

Д_в=151+2*5=161 мм

Внутренний диаметр обсадной колонны составляет 161 мм. Наружный диаметр кондуктор колонны равен 168,3 мм с толщиной стенки 8,9 мм, диаметром муфты 187,7 мм. Необходимый зазор между муфтой и стенкой скважины для обсадной трубы диаметром 168,3 мм составляет 25 мм.

2.Рассчитаем диаметр скважины под кондуктор по формуле (3.9):

Д_скв=187,7+25=240,9 мм

Выбираем ближайшее по диаметру скважины 240,9 мм долото диаметром 244,5 мм.

Д_в=244,5+2*5=254,5 мм

Внутренний диаметр обсадной колонны, составляет 254,5. Наружный диаметр направления колонны, равен 273,1 мм с толщиной стенки 10,2 мм, диаметром муфты 298,5 мм. Необходимый зазор между муфтой и стенкой скважины для обсадной трубы диаметром 279,1 мм составляет 35 мм.

3.Рассчитаем диаметр скважины под направление по формуле (3.9):

Д_скв=298,5+ 35=333,5 мм

Выбираем ближайшее по диаметру скважины 333,5 мм долото диаметром 349,5 мм.

3.2.4. Выбор и обоснование конструкции забоя

Конструкция забоя должна отвечать требованиям сохранения естественной фильтрационной характеристики породы продуктивного пласта и обеспечивать:

1. устойчивость ствола скважины;

2. разобщение пропластков, насыщенных разными по составу и свойствам флюидами;

3. возможность проведения поинтервального воздействия на породу призабойной и удаленной зон пласта;

4. возможность проведения ремонтных работ;

5. длительную эксплуатацию скважины на оптимальных технологических режимах работы

Конструкция закрытого забоя:

Конструкция закрытого забоя является распространенной конструкцией среди забоев.

Закрытый тип забоя выбран исходя из раннее проведенных работ,и исходя из литологического состава пород глин, песчаников, аргелитов способных к обрушению, так же сложением пропластков воды, которые необходимо изолировать закрытым забоем.Обсадная колонна изолируется цементным непроницаемым камнем от внешних воздействий на нее.При заканчивании скважины с конструкцией забоя, продуктивный объект вскрывают совместно с вышележащими отложениями с использованием бурового раствора, не ухудшающего коллекторских свойств пласта, до забоя спускают эксплуатационную колонну, скважину цементируют, а гидродинамическую связь с пластом осуществляют, применяя кумулятивную, пулевую или гидропескоструйную перфорацию.

3.2.5. Изображение в техническом разрезе конструкции скважины, диаметров и литологии.

3.3 Выбор типов буровых растворов по интервалам скважины.

При бурении интервала от 0 до 30 метров под направление и интервала от 30 до 510 метров подкондуктор используем буровой раствор на водной основе (Лигносульфонатные растворы), так как буровые растворы на водной основе наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Лигносульфонатные растворы применяются при разбуривании глинистых отложений, которые имеют преимущественные отложения по разрезу скважины.Однако буровые растворы на водной основе ухудшают коллекторские свойства при вхождении в продуктивный пласт, исходя из этого под эксплуатационную колонну в интервале от 510 до 1800 метров используем буровой раствор на углеводородной основе низкой плотностью.

Буровой раствор на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на коллекторские свойства, обладают смазывающей способностью при их использовании уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот, но стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, исходя из этого раствор применяем для бурения под эксплуатационную колонну от 510 до 1800 м последующим вхождение в пласт.

Данный буровой раствор на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин.

3.4.1 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения(все глубины указаны по вертикали).

Исходя из совмещенного графика изменения пластовых давлений можем наблюдать, что коэффициент аномальности ниже 1, исходя из этого буровой раствор применяем плотностью от 1,05 до 1,1 г/см³. Данная плотность входит в плотности применяемых на водной основе растворов (лигносульфонатных растворов) и растворов на нефтяной основе (ИБР,ЭИБР). Лигносульфонатные плотностью(на водной основе) от 1,05 до 2,2 г/см³

T₅₀₀=18-40,Ф=5-0

СНС₁=0,6-4,5

СНС₁₀=1,2-9

рН=8-10

ТС<130.

Известково- битумные и эмульсионные (на нефтяной основе) от 0,90 до 1,2 г/см³,

Т₅₀₀=180-100

Ф₃₀=0,

СНС₁=0,3-0,5

СНС₁₀=0,4-2,0

ТС=200-220.

3.4.2 Выбор типа бурового раствора.

Буровые растворы на водной основе обрабатывают понизителями водоотдачи:

Сульфит-спиртовая барда(ССБ) – продукт производства целлюлозы из древесины, представляющий собой смесь органических веществ. ССБ- хорошо растворим в воде,образует коллоидный раствор, поставляется 40-50 %-ного водного раствора, реже в твёрдой.

ССБ используется совместно с каустической содой, для разжижения глинистых суспензий в щелочной среде.

Окисленный замещённый лигносульфонат–увеличивает качествоочистки забоя от выбуренной породы, уменьшение эрозии стенок скважины.

Особый класс реагентов применяют при регулировании свойств растворов на углеводородной основе:

Реагент "СМАД-1", представляющий собой 50% раствор окисленного петролатума в дизельном топливе.

“СМАД-1" предназначен для улучшения смазочных свойств и стабилизации эмульсий.

3.5 Расчет обсадных колонн

Обсадные колонны в процессе цементирования и эксплуатации скважины подвергаются воздействию различных нагрузок, основными из которых являются:

-осевые растягивающие нагрузки от веса колонны;

- осевые сжимающие нагрузки от веса части колонны при ее посадке на уступ или забой;

- динамические нагрузки, возникающие при неустановившемся движении колонны;

- осевые статические нагрузки от избыточного давления и температуры;

- избыточные наружные и внутренние давления в затрубном пространстве и внутри обсадной колонны;

- изгибающие нагрузки из-за искривления колонны в результате потери устойчивости или при нахождении ее в искривленных участках ствола скважины.

Наиболее опасными являются осевые растягивающие, наружные и внутренние избыточные давления. Поэтому, в отечественной и зарубежной практике типы обсадных труб, марки стали и толщины стенок определяются из расчета на смятие (от действия наружного избыточного давления), расчета на разрыв (от действия внутреннего избыточного давления), расчета на страгивание (от действия растягивающих нагрузок). Аналогичные расчеты производятся после капитального ремонта скважины и ремонтно-изоляционных работ, при определении давления опрессовки, при чистке фильтра и т.д.

3.5.1 Расчет эксплуатационной колонны

Исходные данные: Скважина вертикальная эксплуатационная, диаметр обсадной колонны d =114 мм, диаметр ствола скважины D =151 мм, глубина спуска колонны h =1800 м, плотность бурового раствора ρ_б.р _.= 1100 кг/м³.

Сведения о цементировании колонны: глубина уровня цемента за колонной h_ц =0 м; плотность цементного раствора ρ_ц.р. = 1450 кг/м³; глубина спуска кондуктора h_к =510 м; интервал продуктивного пласта 1710-1750 м; коэффициент аномальности пластового давления в продуктивном пласте k_a =0,97; плотность пластового флюида (в период ввода в эксплуатацию) ρ_пл. = 790 кг/м³; плотность жидкости, поступающей в скважину в конце эксплуатации, ρ_фл. = 830 кг/м³; снижение уровня в колонне в конце эксплуатации h_k = 1700 м.

Сведения о проницаемом пласте: интервал положения пласта 1753-1793 м; коэффициент аномальности проницаемого пласта k_a =0,97; индекс давления поглощения проницаемого пласта k_п =1,7; плотность жидкости в колонне при ее испытании на герметичность ρ_оп _.ж.= 1100 кг/м³.

3.5.1.1 Расчет наружного давления

Решение.

На устье около цемента наружное давление бурового раствора за колонной будет отсутствовать, в связи с чем расчеты на глубине 0 м не производятся.

Р_н-0 = r_б.р.·g·h_ц = 1100 · 9,8·0=0 МПа;

До затвердевания цементного раствора наружное давление по всей длине колонны на глубине h определяется на момент окончания процесса продавливания тампонажного раствора и рассчитывается с учетом давления составного столба промывочной жидкости и тампонажного растворов.

Р_нz=r_пж. g. H + r_цр. g.(z-h) = 1100·9.8·1800+1450·9.8·(0-0)=19,404 МПа

На глубине 510 м низа (башмака) кондуктора наружное давление будет следующее:

Р_н-510 = 0+ 1100·9,8(510-0) = 5,49 МПа;

На глубине 1710 м в кровле проницаемого пласта:

Р_н-1710 =5,49МПа + 1100·9,8(1710-510) =18,42 МПа;

В интервале проницаемого пласта k_a =0,97:

давление у кровли

Р_кр=k_a·ρ_в·g·h_кр =0,97·1000·9,8·1710=16,25 МПа;

давление у подошвы продуктивного пласта

Р_под=k_a·ρ_в·g·h_под = 0,97·1000·9,8·1750=16,63 МПа;

Так как толщина проницаемого пласта не превышает 200 м, в интервале 1710-1750 м наружное давление принимается постоянным и равняется среднеарифметическому.

Р_пр =(16,25+16,63)/2=16,44 МПа;

Р_н-1800 =18,42МПа + 1100·9,8(1800-1700) = 19,49 МПа;

По расчитанным давлениям строится эпюра наружного давления на эксплуатационную колонну (рис. 3.5.1).

3.5.1.2 Расчет внутреннего давления в колонне

Давление на устье в период ввода в эксплуатацию:

Р_у=Р_пр.1710 - r_фл.· g ·h_кр.пр. =18,42МПа-790·9,8·1710=5,19 МПа;

при опрессовке колонны Р_оп =1,1·5,31=5,19 МПа – это давление не может быть принято в качестве расчетного, так как согласно действующим требованиям безопасности эксплуатации нефтяных скважин рекомендуемое давление опрессовки для колонн 114 мм диаметра составляет Р_оп =15 МПа. Это давление и будет взято в качестве расчетного и оно будет отражено на последующем графике.

Таблица 3.5.1 - Минимально необходимое избыточное внутреннее

устьевое давление при испытании на герметичность (Р_{оп.норм}.). ГОСТ 632-80

Наружный диаметр колонны, мм	Значение Р_{оп.норм}, МПа
	15,0

Минимальное давление у башмака колонны в период ввода в эксплуатацию

Р₁₈₀₀ = r_фл.· g ·h =790·9,8·1800=13,93 МПа

Тогда давление у бамшака в период опрессовки будет следующее:

Р ₁₈₀₀= Р_оп+r_б.р.· g ·h =15,0МПа+1100·9,8·1800=34,40 МПа;

В конце эксплуатации:

Р ₁₈₀₀= r_фл.· g ·(h-h_к) =830·9,8·(1800-1700)=0,81 МПа;

При отсутствии дополнительно спущенных труб и пакера

Давление на устье при z = 0

Р_вz= Р_ву = Р_пл + DP - r_ж.g. L =17,39*10⁶+19,59*10⁶-1100·9,8·1800=17,57 МПа,

где: DP - дополнительное давление,необходимое для обеспечения выхода жидкости из колонны при ее закачке в пласт

r_ж - плотность жидкости закачиваемой в пласт.

По рассчитанным данным строятся эпюры внутреннего давления во время эксплуатации опрессовки колонны и в конце эксплуатации.

3.5.1.3 Построение эпюры наружного избыточного давления

Эпюры наружного избыточного давления строится для самых неблагоприятных условий нагружения, т.е. на заключительном этапе эксплуатации, когда вследствие снижения уровня жидкости в колонне внутреннее противодавление становится минимальным.

Избыточное наружное давление на глубине z (р_ниz):

Р_ниz= Р_нz - Р_вz = 19,404-17,57=1,83 МПа

Для учета допущений при расчете наружного избыточного давления в продуктивной части разреза вводится коэффициент разгрузки цементного камня (К).

Так как скважина с нормальными условиями бурения и эксплуатации расчет избыточных наружных давлений в зацементированной зоне производится по составному столбу бурового и цементного растворов с учетом коэффициента разгрузки для сечения, расположенного у башмака обсадной колонны, по формуле:

Р_ниL = [(Р_гст.ц.р.+Р_{гст.пр.ж}.)– Р_{гст.нефт}. ]. (1-К)=[(19,40+25,57) – 14,58]. (1-0,25)=22,79 МПа,

где: Р_гст.ц.р – гидростатическое давление цементного раствора за

обсадной колонной;

Р_{гст.пр.ж.} - гидростатическое давление цементной жидкости за

обсадной колонной;

Р_{гст.нефт.} – гидростатическое давление столба нефти в скважине;

К - коэффициент разгрузки цементного кольца.

Для колонны диаметром 114 мм: К = 0,25.

Следует отметить, что выше указанные формулы дают близкие значения наружных избыточных давлений в призабойной зоне скважины.

Так как при снижении уровня жидкости в колонне она опорожняется до глубины 1710 м, то в интервале от устья до глубины 1710 м эпюра наружного избыточного давления аналогична эпюре наружного давления:

на глубине 510 м:

Р_н.и-510 =5,49 МПа;

на глубине 1710:

Р_н.и-1710 =18,42МПа;

на глубине 1750 м:

Р_н.и-1750 =18,42+1100·9,8·(1750-1710)=18,85 МПа;

на глубине 1800 м:

Р_н.и-1800 =19,49 МПа;

По разностям наружнего и внутреннего давлений в характерных точках строится эпюра наружнего избыточного давления, как указано на рис. 3.5.1.

3.5.1.4 Построение эпюры внутреннего избыточного давления

Для построения эпюры внутреннего избыточного давления исходной является эпюры наружного давления, и для сопоставления подбираются условия нагружения колонны, при которых внутреннее давление будет максимальным.

Избыточное внутреннее давление на глубине z (p_виz) в общем случае определяют как разность между внутренним и наружным давлениями, установленными для одного и того же момента времени.

p_виz = p`_вz - p_нz =34,40-19,40=15 МПа,

где:

Р`_вz - внутреннее давление при испытании колонн на герметичность;

P_нz - наружное давление (учет горного давления не производится).

Избыточное внутреннее давление Р_виz на любом участке обсадной колонны не должно превышать допустимого Р_т, определенного по формуле Барлоу, с учетом запаса прочности согласно ГОСТ 632-80.

р_в.и£Р_т / n₂=41,8/1,15=36,34 МПа,

где n₂- коэффициент запаса прочности на внутреннее давление.

Таким образом, небольшие отклонения в избыточном внутреннем давлении согласно установленному ГОСТу компенсируются запасом прочности.

Эпюра внутреннего избыточного давления приведена на рис. 3.5.1.

3.5.1.5Выбор типа обсадных труб для комплектования обсадной колонны и герметизирующего материала

В соответствии с ГОСТ 632-80 для эксплуатационных колонн диаметром от 114 мм, работающих в жидкой среде при избыточном внутреннем давлении в пределах 10-45 МПа, рекомендуются обсадные трубы марки ОТТГ с тропециадальной резьбой.Трапецеидальный профиль резьбы обеспечивает прочное и высокогерметичное соединение, а герметичность - специальными коническими уплотнительными поверхностями, расположенными со стороны торца труб. Данные трубы также используются в горячих скважинах.

3.5.1.6 Проектирование эксплуатационной колонны

Коэффициент запаса прочности на смятие в интервале продуктивного пласта принимается равным k_з=1,15. Тогда критическое давление обсадных труб, пригодных для комплектования нижней секции в интервале 1710-1750 м, должно быть:

Избыточное наружное давление Р_ниz для труб рассчитываемой секции не должно превышать допустимого с учетом запаса прочности:

Р_ниz£Р_кр / n₁=1078/1,15=937,39кН

где: n₁- коэффициент запаса прочности на смятие;

Р_кр – критическое наружное давление, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести. Данное давление определаяется по официальным таблицам. Где у нас была выбрана толщина стенки 8,6 мм. В связи с ее достаточным выдерживание давлений в 41,8 мПа, что выше фактического давления.

Длина колонны для перекрытия избыточных давлений составляет:

l =1800;

Вес колонны: Р ₁= q _8,6· l =0,222·1800=399,6 кН;

где q _8,6 – вес 1 метра обсадной колонны согласно ГОСТ 632-80 для тропециадальной резьбы исполнения группы Б, кН.

Вес обсадной эксплуатационной колонны тогда составляет:

Q=399,6 кН

В любом сечении вес нижерасположенной части обсадной колонны Q