Проект крепления скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

ПРОЕКТ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ



Содержание

Введение

1. Основные сведения о геологическом строении, газонефтеводоносности площади, степени ее геологической изученности, геолого - физических условиях бурения и условиях эксплуатации скважины

2. Проектирование конструкции скважины

2.1 Выбор конструкции призабойного участка и глубины забоя скважины, диаметра и глубины спуска эксплуатационной колонны

2.2 Выбор типа конструкции скважины и глубин спуска вспомогательных колонн

2.3 Выбор типов обсадных труб для обсадных колонн

2.4 Расчет диаметров долот и диаметров вспомогательных обсадных колонн

2.5 Выбор длин интервалов цементирования заколонных пространств

3. Расчет профиля скважины

4. Расчет цементирования одной из обсадных колонн

5. Выбор оборудования для обвязки обсадных колонн

6. Обоснование способа контроля качества цементирования

7. Расчет нормативного времени на крепление скважины

8. Вопросы охраны труда и техники безопасности при креплении скважины одной из обсадных колонн

Заключение

Список источников



Введение

В данном курсовом проекте рассмотрены материалы и расчеты, связанные с заканчиванием скважин. В проекте используется информация полученная в результате работы на предприятии ОАО «Оренбургнефть». Целью проделанной работы является разработка проекта крепления и цементирования скважины № 1099 Гаршинского месторождения, а также анализ возможного улучшения качества крепи.

Понятие «крепление скважин» включает последовательное проведение ряда производственных операций и процессов, связанных с подготовкой ствола, инструмента и обсадных труб, спуском в скважину обсадных колонн, их цементированием и выполнением заключительных работ. Основными целями крепления являются: а) создание долговечного и герметичного канала для транспортирования жидкости; б) обеспечение устойчивости стенок скважины в течение всего срока службы ее, считая от начала строительства; в) предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного проницаемого объекта в другой или в атмосферу и связанных с ними тяжелых осложнений; г) создание условий для прочного закрепления на устье скважины противовыбросового и эксплуатационного оборудования.

Наиболее распространенными способами крепления являются спуск в скважину колонн обсадных труб, заполнение заколонного пространства веществами, способными со временем затвердевать и создавать герметичную и прочную связь между трубами и горными породами. Для временного укрепления отдельных участков ствола скважины прибегают к установке цементных мостов или обработке стенок скважины растворами специальных химических веществ, замораживанию и иным методам. В качестве общего критерия оценки и выбора способа спуска колонн могут быть приняты минимальные издержки по проведению работ по строительству скважины, в целом, и по ее качественному креплению, в частности, которые исключили бы дополнительные ремонтно-изоляционные работы в последующие периоды опробования и эксплуатации.

В комплекс подготовительных работ при любом из способов спуска обсадных колонн входят: профилактическая проверка и подготовка узлов и коммуникаций буровой установки, проработка (шаблонировка, калибровка) пробуренного ствола, дополнительная обработка бурового раствора, опрессовка, маркировка и укладка обсадных труб, подготовка технологической оснастки обсадных колонн, подбор рецептур тампонажных растворов, подготовка тампонажных материалов, реагентов, буферной жидкости, цементировочного оборудования и другие операции. С учетом фактических геолого-технических условий месторождения и состояния скважины, а также в соответствии с принятыми методиками компонуют обсадную колонну, выбирают технологическую оснастку, рассчитывают необходимое количество тампонажных материалов и единиц цементировочного оборудования. Технологию проведения работ выбирают с учетом условий физико-механических свойств горных пород, слагающих забой и стенки скважины, значений пластовых давлений и температур, характеристик пластовых флюидов, искривления ствола, его кавернозности и других факторов.

Компоновку обсадной колонны из труб различных характеристик осуществляют на основании расчетов на прочность, учитывающих воздействие на колонну осевых и радиальных нагрузок, которые могут возникнуть в процессе крепления и последующего бурения (или эксплуатации) скважины.

Также в работе рассмотрены процесс цементирования и вопросы, связанные с охраной труда и техники безопасности. Все расчеты проделаны в соответствии с организационными документами и справочными пособиями. В результате работы сделан соответствующий вывод, и представлены основные данные по проведённым расчетам.



1. Основные сведения о геологическом строении, газонефтеводоносности площади, степени ее геологической изученности, геолого - физических условиях бурения и условиях эксплуатации скважины

Таблица № 1. Сведение о районе работ

Наименование, единицы измерения	Значение
Площадь (месторождение)	Гаршинское
Год ввода площади в эксплуатацию	-
Административное расположение: - республика - область (край,округ) - район	Российская Федерация Оренбургская Курманаевский
Температура воздуха: - среднегодовая, 0С - абсолютно максимальная, 0С - абсолютно минимальная, 0С	+3 +40 -38
Максимальная глубина промерзания грунта, см	170
Продолжительность отопительного периода, сутки	208
Преобладающее направление ветров: - зимой - летом	В и Ю -З В и З
Наибольшая скорость ветра, м/с	15
Многолетнемерзлые породы, м	отсутствуют
Рельеф местности	Равнино-волнистый, слабохолмистый
Состояние местности
Толщины: - снежного покрова, см - почвенного слоя, см	30 40
Растительный покров	Травянистая растительность
Категория грунта	Глины,суглинки,пески

Таблица № 2. Стратиграфический разрез скважины

№	Наименование горизонта	Глубина залегания	Мощность
		от	до
1	Четвертичные и неогеновые отложения	0	15	15
2	Триасовые, юрские, меловые отложения	15	290	275
3	Татарский ярус	290	540	250
4	Верхне- казанский подъярус	540	683	143
5	Калиновская свита а.о. -516 м удл.1м	683	749	66
6	Уфимский ярус удл.3м	749	872	123
7	Иреньский горизонт а.о. -697 м удл.9м	872	1487	615
8	Филипповский горизонт удл.59м	1487	1569	82
9	Артинский ярус а.о. 1337м удл.66м	1569	1662	93
10	Сакмарский ярус удл.74м	1662	1765	103
11	Ассельский ярус удл.82м	1765	1901	136
12	Верхний карбон удл.93м	1901	2326	425
13	Мячковский горизонт удл.128м	2326	2418	92
14	Подольский горизонт удл.135м	2418	2544	126
15	Каширский горизонт удл.146м	2544	2642	98
16	Верейский горизонт а.о. -2322м удл.154м	2642	2711	69
17	Башкирский горизонт а.о. -2387м удл.158м	2711	2922	211
18	Серпуховский ярус удл.169м	2922	3000	78
19	Окский надгоризонт а.о.-2662м удл.172м	3000	3370	370
20	Тульский горизонт удл.190м	3370	3423	53
21	Бобриковский горизонт а.о. - 3064м удл.193м	3423	3454	31
22	Турнейский ярус а.о. -3094м удл.194м	3454	3623	169
23	Фаменский ярус удл.198м	3623	3870	247
24	Франский п/ярус удл.200м	3870	4125	255
25	Доманиковый +саргаевский горизонт удл.200м	4125	4230	105
26	Кыновский горизонт удл.200м	4230	4260	30
27	Пашийский горизонт удл.200м	4260	4280	20
28	Муллинский горизонт удл.200м	4280	4303	23
29	Ардатовский горизонт а.о. -3937м удл.200м	4303	4383	80
30	Воробьевский горизонт а.о. - 4017м удл.200м	4383	4476	93

Таблица № 3. Физико - механические свойства горных пород

Интервал по вертикали, м	Краткое название горной породы	Плотность, г/см3	Пористость, %	Проницаемость, дарси	Глинистость,%	Карбонатность, %	Твердости, МПа	Расслоенность	Абразивность	Категория породы по промысловой классификации	Коэффициент Пуассона	Модуль Юнга Е*10-4, МПа
от (верх)	до (низ)
0	70	пески супеси	1900	35 25	500 10	15-20	-	3-4		7-8	мягкая	0,35	6 до б/к
70	165	диатомиты	1800	30-35	10	95-100	-	1,5		3	мягкая	0,20	6
165	435	пески глины	1900-2000	32-28	600 -	10-15	- 1,2	4		6	мягкая	0,35 0,20	6 до б/к
435	655	глины	2100	28	-	90-100	1,2	3,5		4	мягкая, средняя	0,20	6 до б/к
655	1020	глины опоковидные	1900	25	-	90-100	1,2	2,0-3,5		3-6	средняя	0,20	6 до б/к
1020	1080	глины аргиллитоподобные	2100	20	-	95-100	1,2	3,5		4	средняя	0,25	1,8-4,2
1080	1980	песчаники алевролиты глины	2100-2300	20-40	300 30 -	20-30	1,2	3,5		3-8	мягкая	0,35 0,25 0,25	1,1-4,5
1980	2051	песчаники алевролиты аргиллиты	2300-2500	15-30	50 - -	20-40	-	4,5		3-8	мягкая средняя	0,35 0,25 0,25	1,1-4,5

№ п\п	Вид работ	Масштаб	Забой при котором производят исследования, м	Интервал, м
1	Термометр, АКЦ	1:500	300	0-300
	Гироинклинометр	ч/з 10м		0-300
2	Каротаж под тех.колонну		1700
	2з, ПС, каверномер,	1:500		300-1700
	РК			0-1700
	инклинометр	ч/з 10м		0-1700
3	Термометр	1:500	1700	0-1700
4	Промежуточный каротаж		4260
	2з, ПС, каверномер,	1:500		1700-4260
	РК			1650-4260
	инклинометр	ч/з 10м		1650-4260
	АКЦ в тех.колонне	1:500		0-1680
5	Заключительный каротаж:	1:500	4610	4260-4610
	комплекс " Каскад" на трубах
	комплекс " Каскад" на трубах	1:200		4320-4610
6	ОВПЦ, СГДТ	1:500	4610	0-4590
7	АКЦ			1350-4590
8	АКЦ, СГДТ	1:200		4320-4590

Таблица № 4. Электрометрические работы

Зоны осложнения при бурении

Таблица № 5. Поглощение промывочной жидкости

1.Калиновская свита	683-735м
2.Иреньский горизонт	1451-1487м
3.Филипповский горизонт	1487-1497м
4.Артинский ярус	1569-1584м
5. Верхний карбон	1996-2033м
6.Серпуховский ярус	2942-3000м
7. Фаменский ярус	3693-3765м
	3815-3865м
8.Франский подъярус	3930-4125м



Таблица № 6. Обвалы глин

1.Четвертичные + триас.	0-290м
2. Уфимский ярус	749-872м
3.Верейский горизонт	2642-2711м
4.Бобриковский горизонт	3423-3454м
5. Кыновский горизонт	4230-4260м
6. Пашийский горизонт	4260-4280м
7. Муллинский горизонт	4280-4303м
8. Ардатовский горизонт	4303-4383м
9. Воробьевский горизонт	4383-4476м

Таблица № 7. Нефтегазопроявления

Наименование горизонта	Интервал по вертикали,м	Интервал по стволу,м	Тип флюида	Рпл/Ргр, атм	Г.ф. мз/т
1.Филипповский ярус	1493-1503	1558-1569	нефтегаз	158/284
2.Артинский ярус пл.Р-4	1523-1543	1591-1613	нефтегаз	168/289
3.Башкирский горизонт пл.А-4	2573-2583	2732-2743	нефтегаз	286/450	129,4
4. Бобриковский гор-т пл Б-2	3250-3255	3443-3449	нефтегаз	361/598	123,2
5. Турнейский ярус пл.Т-1	3260-3270	3454-3464	нефтегаз	362/528	49,5
пл.Т-2	3290-3300	3485-3495	нефтегаз	365/586	49,5
пл.Т-3	3305-3315	3500-3511	нефтегаз	367/588	49,7
6. Ардатовский горизонт пл.Д-3	4178-4183	4378-4383	нефтегаз	430/794	267,2
7. Воробьевский горизонт пл.Д-4	4217-4227	4417-4427	нефтегаз	275/805	660,5
8. Афонинский горизонт пл.Д-5-2	4355-4365	4555-4565	нефтегаз	450/832	512,9
пл.Д-5-3	4372-4377	4572-4577	нефтегаз	450/835	512,9



2. Проектирование конструкции скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала). Так как скважина является долговременным капитальным сооружением, поэтому конструкция её должна быть прочной, обеспечивать герметичное разобщение всех проницаемых пород, вскрытых при бурении, безусловную возможность достижения проектной глубины и решения геологических и других исследовательских задач в процессе бурения, осуществления запроектированных режимов эксплуатации на всех этапах разработки месторождения, соблюдение требований законов об охране недр и защите окружающей среды от загрязнения. Вместе с тем конструкция скважины должна быть экономичной.

2.1 Выбор конструкции призабойного участка и глубины забоя скважины, диаметра и глубины спуска эксплуатационной колонны

Выбор метода вскрытия существенно зависит от строения пласта, его коллекторских свойств, состава содержащихся в нем жидкостей и газов, числа продуктивных пропластков и коэффициентов аномальности пластовых давлений. Если продуктивный пласт однороден, сложен прочной устойчивой породой, насыщен только одной жидкостью и проницаемость по мощности пласта мало меняется, ствол скважины против такого пласта можно не укреплять обсадной колонной. В скважинах с открытым забоем башмак обсадной колонны устанавливают в кровле продуктивного пласта.



Таблица № 9. Давления на призабойной зоне

Интервал, м			Давление , МПа	Давление , МПа	Порода
4540	1,11	1,83	44,1	84,1	Известняк
4540	1,11	1,83	44,1	82,7	Известняк
4610	1,11	1,83	45	84,07	Известняк

Рисунок № 1. Схема конструкций призабойных зон скважины

Согласно геологическим данным о залежи приемлема конструкция призабойного участка, предусматривающая первичное вскрытие коллектора долотом такого же диаметра, как и вышележащие горизонты, с последующим спуском эксплуатационной колонны до проектной глубины, ее цементированием с вытеснением тампонажного раствора через башмак колонны в заколонное пространство, вторичным вскрытием продуктивного горизонта посредством перфорации колонны и цементного камня за ней и пуском скважины в эксплуатацию после вызова притока нефти . Согласно представленому рисунку выбираем вариант № 1 схемы конструкции призабойной зоны скважины.

2.2 Выбор типа конструкции скважины и глубин спуска вспомогательных колонн

Построение совмещенного графика давлений и выбор плотности бурового раствора.

Выбор плотности бурового раствора регламентирован действующими правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ), действующих с 2003 года (ПБ 08-624-03). Согласно этим правилам, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы статическое давление раствора превышало бы пластовое давление, препятствуя притоку в скважину пластовых жидкостей и газов. В то же время правила ограничивают превышение давления раствора над пластовым, чтобы не возник гидроразрыв пласта. Эти условия записываются следующим образом:

где - исходная плотность промывочной жидкости, кг/м³; - пластовое давление, Па; - ускорение свободного падения, м/с²; - глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления, м; - коэффициент резерва; - величина превышения над пластовым давлением.

Причем величиной плотности принимается минимальное значение, это записывается следующим образом:

Согласно существующим правилам (ПБ 08-624-03) рекомендованы следующие значения и :

Для скважин глубиной и

Для скважин глубиной и

Для продуктивных и непродуктивных пластов относительная плотность промывочной жидкости находится по следующей формуле:



Причем величиной плотности принимается минимальное значение, это записывается следующим образом:

При выборе плотности промывочной жидкости должно быть выполнено условие:

Поэтому следует проверить, выполняется ли это условие при выбранной плотности бурового раствора.

Интервал 0-1591 м.

Интервал 1591-3250 м.

Интервал 3250-4370 м.

Интервал 4370-4610 м.

Давление промывочной жидкости на стенки скважины увеличивается при ее циркуляции. Это увеличение обусловлено возникновением гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве. Такое повышение давления может послужить причиной возникновения поглощения в слабых пластах, расположенных в рассматриваемом интервале. Поэтому следует определить максимально допустимую плотность бурового раствора, при которой может начаться поглощение в процессе циркуляции раствора.

Критическую плотность промывочной жидкости определяют по формуле:

где - сумма гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве на участке от подошвы поглощающего пласта до устья скважины, или в безразмерных величинах:

При определении предельно допустимой плотности промывочной жидкости приходится рассчитывать гидравлические сопротивления в затрубном пространстве. Для этого необходимы значения реологических свойств бурового раствора.

Совмещенный график давлений

Рисунок № 2. Совмещенный график, варианты конструкции скважины

*построение совмещенного графика давлений проводиться по данным таблицы № 9, а также опираясь на геолгические данные проекта.

2.3 Выбор типов обсадных труб для обсадных колонн

Расчет глубины спуска кондуктора (расчетный и графический вариант).

Расчетный вариант

Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений.

Существует ряд методик для определения глубины спуска кондуктора, оборудованного ПВО. Наиболее приемлимой для практических расчетов считаем формулу из «Методики определения глубины спуска кондуктора или промежуточной колонны», сборник ISSN 0136-8877, СибНИИНП, 1980г (стр.87):

-максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, кгс/см²;

- пластовое давление проявляющего горизонта, кгс/см²;

- глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м;

- градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.

При бурении под эксплуатационную колонну по данному проекту будут вскрыты горизонты Воробьевский и Афонинский. При этом горизонты имеют коэффициенты аномальности пластового давления =1,11. При нефтепроявлении из горизонта Афонинского и закрытом устье скважины устьевое внутреннее давление будет:

[кгс/см²].

Тогда минимально необходимая глубина спуска кондуктора будет равна:

Глубина спуска кондуктора принята 400 метров, что соответствует минимально допустимой глубине, и при этом перекрывается зона обвалообразований, а также создает оптимальные условия для бурения наклонно - направленной скважины.

Проверочный расчет глубины спуска кондуктора на условие предотвращения гидроразрыва пород у башмака:

- давление гидроразрыва пород у башмака кондуктора будет равно = 64 [кгс/см²];

- внутреннее давление у башмака кондуктора при возможном нефтепроявлении и закрытом устье будет:

[кгс/см²].

Запас прочности пород на гидроразрыв:

В конечном итоге путем расчетных вычислений, а также при необходимости учета технологичческих особенностий конструкции скважины,при непосредственном расчете запаса прочности на гидроразрыв породы, определяем, что глубина на которую согласно проекта спускается кондуктор, определенна как 400 метров.

Графический вариант

Для более точной трактовки глубины спуска кондуктора произведем дополнительно рассмотрение давлений в скважине относительно её глубины.

Интервал, м			Давление , МПа	Давление , МПа	Т, 0С/100м
0	1	1,6	0	0	2
500	1	1,6	4,9	10,1	-
500	1,06	1,8	4,9	8,82	-
1700	1,06	1,8	16,7	31,3	-
1700	1,05	1,65	16,7	30	-
2800	1,05	1,65	27,3	48,8	-
2800	1,11	1,83	27,3	47,6	-
4540	1,11	1,83	44,1	84,1	-
4540	1,11	1,83	44,1	82,7	-
4610	1,11	1,83	45	84,07	-

Рисунок № 3. Уточнение глубины спуска кондуктора

Обоснование количества обсадных колонн и глубина спуска

1. В соответствии с РД 39-00147001-767-2000 «Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин» должно быть в обязательном порядке установлено шахтное направление (глубиной от 20 м) «Установка шахтного направления входит в состав подготовительных работ до затаскивания буровой установки на точку». В данном проекте направление установлено на глубине 50 м.

2. Кондуктор (удлиненное направление) спускается на 400 м с целью перекрытия зоны обвалообразования, состоящих из неустойчивых пород - песков, глин, опок, суглинков с линзами. Кондуктор цементируется до устья. На кондуктор устанавливается ПВО, с целью надежного бурения ствола до 1700 м под промежуточную колонну, проходящего через многочисленные зоны размыва солей, поглощений в 4 интервалах и зоны обвала глин. При этом глубина спуска кондуктора установлена расчетным образом и графическим, а также соответствует технологии бурения наклонно - направленной скважины.

3. Промежуточная колонна спускается на 1700 м с целью перекрытия зон поглощения, обвала глин на глубине в интервале 750 - 872 м. Колонна цементируется до устья. Башмак колонны устанавливается на глубине 1700 м, при которой исключается возможность разрыва пород как под башмаком, так и в необсаженом стволе скважины в случае проявлений при вскрытии газонефтеводонасыщеных горизонтов, полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом (смесью флюидов) и герметизации устья. В случае необходимости спускается дополнительная промежуточная или потайная колонна. В проекте рассмотрен вариант со спуском дополнительной промежуточной колоны на глубину 2800 м, считаю что данный вариант является менее приемлемым, так как увеличен расход металла, и при этом возникают дополнительные нагрузки влияющие на проходимость эксплуатационной колоны, в конечном итоге это укрепило бы конструкцию всей скважины, но при этом усложнило её крепление, а также увеличило стоимость всей конструкции.

4. Башмак эксплуатационной колоны 168 мм устанавливается в известняковую породу на глубине 4610 м, что позволяет изолировать зоны поглощения, обвалообразования, а также предотвратить ГНВП. Башмак устанавливается в плотную породу, при необходимости можно производить бурение пилотного ствола и установку хвостовика.

Минимально допустимая разность номинальных диаметров муфт обсадных труб и ствола скважины должна выбираться по табл.№ 10.



Таблица № 10. Разность диаметров муфт искважины.

Диаметр обсадных труб, мм	114-127	140-146	168-245	273-299	324-426
Разность диаметров муфт и скважины, мм	15	20	25	35	39-45

Отклонения от указанных величин, а также выбор зазоров между стенками скважины и безмуфтовыми обсадными трубами должны быть обоснованы в Рабочем проекте по согласованию с Заказчиком и Подрядчиком на строительство скважин. При этом необходимо учитывать недопустимость отказа от применения минимально необходимого комплекса заколонной технологической оснастки обсадных колонн и ухудшения условий формирования цементного кольца в случае уменьшения заколонных зазоров. Принимаемый диаметр обсадной колонны должен отвечать условиям проходимости ее по стволу скважины заданного профиля. После предварительного расчета колонны на прочность проверяется условие проходимости в соответствии с прил. 1.

2.4 Расчет диаметров долот и диаметров вспомогательных обсадных колонн

Исходным параметром при проектировании конструкции скважины является диаметр эксплуатационной колонны, выбираемой в зависимости от назначения скважины, ожидаемого дебита нефти или газа и возможности опускания в скважину различного оборудования для выполнения геофизических и ремонтных работ, а также оборудования для механизированной добычи нефти. Выбор диаметра долота для бурения осуществляется по следующей формуле:

где - минимальный диаметр долота, мм; - диаметр обсадной трубы, мм; - диаметр муфты обсадных труб, мм. Следующим шагом является выбор диаметра промежуточной колонны, через которую должно проходить долото для бурения под эксплуатационную колонну:

где - наружный диаметр промежуточной обсадной трубы; - диаметральный зазор между внутренним диаметром обсадной трубы и долотом; - толщина стенки трубы. Исходя из предложенных данных производим расчёт.

* Расчёт эксплуатационной колонны

Выбор диаметра долота для бурения осуществляется по следующей формуле:

Согласно справочнику [2-8, 1.1] выбираем ближайший диаметр долота: 215,9 мм .

* Расчёт промежуточной колонны

Выбор диаметра бурения под техническую колонну:

согласно справочнику [2-8, 1.1] выбираем ближайший диаметр колонны: 245мм. Выбор диаметра долота для бурения осуществляется по следующей формуле:

согласно справочнику [1-6,2-8, 1.1] выбираем ближайший диаметр долота: 295,3 мм

* Расчёт кондуктора

Выбор диаметра бурения под техническую колонну:

согласно справочнику [2-8, 1.1] выбираем ближайший диаметр колонны: 324 мм . Выбор диаметра долота для бурения осуществляется по следующей формуле:

согласно справочнику [1-6,2-8, 1.1] выбираем ближайший диаметр долота: 393,7 мм

* Расчёт параметров для направления

Выбор диаметра бурения под направления:

согласно справочнику [2-8, 1.1] выбираем ближайший диаметр колонны: 426 мм .

Таблица № 11. Сводные данные о конструкции скважины

Наименование колонн	Диаметр колонн, мм	Интервал установки колонны, м	Диаметр долота, мм	Диаметр муфты, мм	Тип соединения труб
1.Направление	426	0	50	555	402	ОТТМА
2.Кондуктор	324	0	400	393,7	351	ОТТМ
3.Техническая	245	0	1700	295,3	270	БТС
4.Эксплуатационная	168	0	4610	215,9	188	ОТТМ/ТМК



Таблица № 12. Параметры бурового раствора

Параметры	Тип бурового раствора
	Бентонитовый стаб.	NaCl полимерный	Техническая вода	Amane - System
Интервал	50 - 400	400 - 1700	1700 - 2600	2600 - 4200	4200-4610
Плотность,кг/м3	1,12	1,26	1,02	1,19	1,26
УВ, л/с	40 - 60	45 - 55	-	45 - 55	45 - 55
Пластическая вязкость, сП	15	12 - 18	-	10 - 18	10-18
Водоотдача	-	1,65	-	8	5
PH	8 - 10	1,83	7,5 - 8	47,6	8 - 9,5
СНС	6 - 15	7 - 15	-	5 - 8	- 15

Опрессовка:

1) 324 мм кондуктор оборудуется ПВО согласно утвержденной схемы, и совместно с ПВО опрессовывается давлением 77 кгс/см2, до разбуривания башмака на буровом растворе плотностью 1120 кг/м3, с заполнением тех.водой плотностью 1020 кг/м3 от устья до глубины 20-25м. После разбуривания башмака цементный камень за колонной опрессовывается давлением 23 кгс/см2 на буровом растворе плотностью 1120 кг/м3,с закачкой на забой тех.воды плотностью 1020 кг/м3 в объеме, обеспечивающим подъем ее на 10-20м выше башмака.

2) 245 мм промежуточная колонна оборудуется ПВО согласно утвержденной схемы, и совместно с ПВО опрессовывается давлением 280 кгс/см2, до разбуривания МСЦ. После разбуривания МСЦ колонна опрессовывается давлением 170 кгс/см2 на буровом растворе 1260кг/м3, заполнением тех.водой плотностью 1020 кг/м3 от устья до глубины 20-25м. После разбуривания башмака цементный камень за колонной опрессовывается давлением 110 кгс/см2 на растворе 1260кг/м3, с закачкой на забой тех.воды плотностью 1020 кг/м3 в объеме, обеспечивающим подъем ее на 10-20м выше башмака.).



2.5 Выбор длин интервалов цементирования заколонных пространств

Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 п. 2.7.4.10: при выборе длины интервала цементирования заколонного пространства необходимо руководствоваться едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, предусматривающими цементирование заколонного пространства:

за кондукторами и потайными колоннами по всей длине;

за промежуточными колоннами опорных, параметрических, структурных, поисковых, разведочных, добывающих газовых скважин вне зависимости от их глубины и в добывающих нефтяных глубиной более 3000 м -- по всей длине;

за промежуточными колоннами в добывающих нефтяных скважинах глубиной до 3000 м -- не менее 500 м от башмака. Увеличивают длину интервала цементирования в том случае, если выше этой отметки имеются проницаемые объекты, нуждающиеся в изоляции друг от друга в целях избежания перетока пластовых жидкостей и газа. Кровля цементного камня при этом должна быть выше проницаемого объекта не менее чем на 200-300 м;

за эксплуатационными колоннами опорных, параметрических, структурных, поисковых, разведочных, добывающих газовых скважин по всей длине вне зависимости от глубины скважины;

за эксплуатационными колоннами добывающих нефтяных скважин от башмака колонны до сечения, расположенного не менее чем на 100 к выше башмака предыдущей промежуточной колонны. Эта рекомендация распространяется и на все другие скважины, даже на добывающие газовые, при условии осуществления мероприятий, обеспечивающих герметичность соединений обсадных труб (применение высокогерметичных резьбовых соединений типов 4 или 5 и специальных смазок .

В соответствии с приведенными рекомендациями в проектируемой конструкции скважины:

за кондуктором поднять цементный раствор до устья, т.е. в интервале 400-0 м;

в соответствии с пунктом за промежуточными колоннами опорных, параметрических, структурных, поисковых, разведочных, добывающих газовых скважин вне зависимости от их глубины и в добывающих нефтяных глубиной более 3000 м -- цементирование по всей длине до устья;

за эксплуатационной колонной поднять цементный раствор от башмака до сечения, расположенного на 200 м выше башмака промежуточной колонны, т.е. в интервале 4610 - 1500 м.



3. Расчет профиля скважины

Наклонно направленные скважины бурят в основном при разработке месторождения кустовым способом. Так как интенсивность набора кривизны при проводке эксплуатационных скважин не превышает 1,3° на 10 м, вписьшаемость забойных двигателей, обсадных колонн или забойного оборудования при их спуске удовлетворяет установленным требованиям. При разработке месторождений штанговыми насосами во избежание быстрого протирания лифтовой колонны интенсивность набора кривизны желательна не более 0,5° на 10 м. При подъеме компоновок в процессе бурения и ремонтных работ в наклонной скважине возникают значительные силы сопротивления. Поэтому после выбора и расчета профиля необходимо определить проектные усилия на крюке при подъеме компоновки в процессе бурения и при подъеме НКТ для замены забойного оборудования. При необходимости проводки наклонной скважины с заданным геологической службой предприятия отходом от вертикали А технологическая служба выбирает профиль , основываясь на ее расчетной конструкции, технических возможностях предприятия, квалификации и опыте исполнителей, достигнутом технологическом уровне бурения в данном регионе. При выборе профиля необходимо учитывать естественное искривление скважин в азимутной плоскости, имеющееся на данном месторождении. В случае дальнейшей эксплуатации скважин штанговыми насосами градиент кривизны ствола в интервале над насосом не должен превышать 0,5° на 10 м во избежание протирания труб и поломки штанг.

Расчет профиля наклонно - направленной скважины Гаршинского месторождения



Рисунок № 3. Профиль скважины Гаршинского месторождения

Рассмотренный тип профиля предусматривает бурении вертикального участка ствола отклонение забоя до некоторого зенитного угла, по достижении которого скважину бурят при постоянном угле наклона, а затем отклонение уменьшают до полного восстановления вертикального положения ствоча. Промежуточная кочонна может быть установлена, в интервале второю отклонения, после чего скважину дабуривают вертикальным стволом, S - образныи профиль используют там, где наличие газовых зон, соленой воды и другие геологические факторы требуют использовании промежуточных обсадных колонн. Этот тип иногда используют для бурения направленной скважины в целях глушении другой, фонтанирующей, скважины. Исходя из полученных данных, выбираем четырехинтервальный профиль, с учетом того, что вертикальный участок уже задан. площадь скважина колонна геологический

Определим длину дуги на искривленном участке набора угла:

Найдем длину вертикального участка заданного отклонения:

Величина отхода от вертикали на первом участке:

Определим радиус дуги набора угла:

Определим длину дуги на искривленном участке сброса угла:

Найдем длину вертикального участка заданного отклонения:

Величина отхода от вертикали на участке сброса:

Определим радиус дуги набора угла:

Рассчитаем длину участка отклонения со стабилизацией:

Найдем длину вертикального участка заданного отклонения:

Определим длину дуги на искривленном участке сброса угла:

Найдем длину вертикального участка заданного отклонения:

Определим общую длину всей скважины:

Определим общее расчетное удлинение скважины:

Таблица №13. Данные по расчету профиля

467,9	2201,1	601,7	455,2	585,3	2021	1000	93,8	120,68	870,3



4. Расчет цементирования одной из обсадных колонн

Таблица № 14. Исходные данные для расчета.

Параметры	Условное обозначение	№ обсадной колонны
		1	2	3	4
Диаметр обсадной колонны, мм		426	324	245	168
Расстояние по стволу от устья скважины, м
до башмака колонны	l	50	400	1700	4610
до уровня жидкости в колонне	h	-	-	-	-
до пласта, в котором возможны проявления	i	-	-	1075	4500
до эксплуатируемого объекта					4500
Плотность, г/см3
опрессовочной жидкости	ж	-	1,02	1,02	1,02
жидкости в колонне	в		1,12	1,26	1,19
Давление, МПа
внутреннее после закрытия устья при нефтегазопроявлениях	pву	-	4,9	15	402
пластовое проявляющего пласта	pпл	-	4,9	16,7	45
минимально необходимое избыточное внутреннее устьевое давление при испытании на герметичность		-	7,7	17	28,5

Таблица № 15. Условия расчета колонн обсадных труб

Показатели	Кондуктор	Техническая колонна	Эксплуатационная колонна
Внутреннее избыточное давление	1. При газопроявлениях (после закрытия устья скважины) 2. При ипытании на герметичность.	1. При газопроявлениях (после закрытия устья скважины) 2. При ипытании на герметичность.	1. В период ввода скважины в эксплуатацию при закрытом устье. 2. По окончании эксплуатации. 3. При ипытании на герметичность. 4. С учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине эксплуатационной колонны, с учетом разгрузки цементного камня. 5. При газопроявлениях (после закрытия устья скважины).

Обсадные колонны должны удовлетворять условиям прочности от сминающих нагрузок (в случае уменьшения давления внутри колонны при газонефтеводопроявлении или эксплуатации скважины) и от внутренних (при опрессовке, работах по интенсификации пласта и т. п.). Распределение наружного и внутреннего давлений между граничными точками принимается линейным. При определение наружных и внутренних давлений в наклонных скважинах (угол > 5 град.) все отметки глубин граничных точек необходимо пересчитывать на вертикальную проекцию траектории ствола.

1. Избыточные внутренние давления.

1) Опрессовка.

Перед опрессовкой жидкость заменяют в колонне на воду. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной скважины.

Колонна считается герметичной , если не наблюдается перелива воды или выделения газа , а также, если за 30 мин. испытания давление снижается не более чем 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа, и не более чем на 0,3 при опрессовке давлением менее 7 МПа. Отсчет времени начинают спустя 5 мин. после создания давления.

В разведочных скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность промывочной жидкости была менее 1280 кг/м3, или заменой более тяжелой промывочной жидкости на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч. поднимается не более чем на 1 м. в 146 и 168-мм колоннах и на 0,5 м. в 194 и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок скважины).

Рассмотрим интервал h = 0 м.

Рассмотрим интервал h = 1700 м.

2) Ликвидация ГНВП (устье закрыто).

В результате проявления флюида в скважину, одно из первых действий вахты - это герметизация устья скважины. Эта операция осуществляется непосредственно закрытием превентора.

Определим давление на устье:

Рассмотрим интервал h = 1700 м.

2. Избыточные наружные давления.

1) Цементирование (окончание вытеснения тампонажного раствора).

Цементирование промежуточной колонны производится тампонажным раствором: 1,84 г/см³. Рассмотрим самое сложное состояние, при котором внутри промежуточная колонна полностью заполнена тампонажным растворам плотностью 1,84 г/см³:

Рассмотрим интервал h = 1700 м

Цементирование промежуточной колонны производится тампонажным раствором: 1,84 г/см³. Рассмотрим самое сложное состояние, при котором внутри промежуточная колонна полностью заполнена тампонажным растворам плотностью 1,84 г/см³:

Построим графики избыточных внутренних и наружных давлений в зависимости от глубины h. Проанализировав графики, мы определили максимальные избыточные давления, которые могут действовать на промежуточную колонну в процессе строительства скважины: МПа, МПа.



Рисунок № 4. Эпюры избыточных внутренних (а) и наружных (б) давлений

Рассмотрим расчет колонны 245 мм с учетом выпучивания пород в интервале 1015 - 1115 м по методике ВНИИТНЕФТИ.

1. Рассчитаем избыточные наружные давления на рассматриваемую промежуточную колонну скважины.

У устья скважины при , :

На глубине при , давление у башмака колонны равно:

- коэффициент разгрузки, или пропорцианальности.

На глубине при , близ кровли породы, склонной к выпучиванию:

На глубине при , ниже подошвы той же породы:

По наибольшим значениям строим эпюры избыточных наружных давлений.

Рисунок № 5. Эпюры избыточных наружных и внутренних давлений

Рассчитаем избыточные внутренние давления в колонне в период опрессовки ее за один прием.

Наибольшее давление на устье колонны в случае закрытия превентора после начала нефтегазопроявления:

- плотность пластового флюида.

Давления на устье при опрессовке колонны вычисляем по формуле:

Из представленного условия проведем опрессовку с запасом при давлении

Избыточное давление у башмака колонны определяется по формуле:

Теперь подберем обсадные трубы, удовлетворяющие критерию прочности в ,

Из таблицы «Прочностные характеристики обсадных труб» выбираем обсадную трубу:

Интервал, м	, мм		Группа прочности	, кН	, МПа	, МПа
1700	244,5	10	Д	1870	12,9	27,1

Проверка колонны на страгивание резьб при спуске.

Проверка на страгивание резьбы выполнется согласно условию, приведенному ниже:

- масса 1 м. обсадных труб в спускаемой i-й секции, кг;

- длина спускаемой i-й секции, м;

- допустимая нагрузка на страгивание резьб для труб в проверяемом сечении (по технической характеристике);

- коэффициент запаса прочности на страгивание резьб (для труб с трапецеидальной резьбой = 1,8; для труб с резьбой закругленного профиля диаметром до 168 мм и длиной колонны до 3000 м = 1,15; длиной свыше 3000 м = 1,30; диаметром 178-245 мм и длиной до 1500 м = 1,3, свыше 1500 м = 1,45; диаметром 273-324 мм - соответственно 1,45 и 1,60; диаметром свыше 324 мм - соответственно 1,60 и 1,75). В наклонных скважинах (>10 град.) принимается большее из указанных значений для соответствующего диаметра труб. Для зарубежных труб = 1,8.

Равенство выполняется, следовательно, обсадные трубы выбрали правильно.

Расчет обсадной колонны на проходимость.

Рассчитаем на проходимость эксплуатационную колонну. Проходимость обсадной колонны при спуске в искривленном участке ствола скважины возможна при условии:

где - составляющая веса колонны длиной , направленная вдоль ее оси; - допустимая нагрузка на колонну весом труб, расположенных выше определяемого участка, при котором начинается продольный изгиб труб (не должна превышать допустимой технологической разгрузки колонны при спуске); ,- силы сопротивления, вызванные соответственно трением колонны по стенке скважины и контактным давлением под действием упругости колонны при прохождении искривленного участка; - сила сопротивления движению башмака колонны в искривленном участке ствола.

Интервал 0 - 1700 м.

Интервал 0 - 2800 м.

Интервал 0 - 4610 м.

где - масса 1 см обсадных труб с учетом потери массы в промывочной жидкости; - длина участка ствола, в пределах которого определяется проходимость колонны, см; - средний угол наклона ствола скважины в зенитной плоскости на определяемом участке .

Интервал 0 - 1700 м.

Интервал 0 - 2800 м.

Интервал 0 - 4610 м.

где - модуль Юнга, для стали =2,1*10⁵ МПа; - осевой момент инерции труб.

где , - наружный и минимальный внутренний диаметры труб, проходящих при спуске через участок .



Интервал 0 - 1700 м.

Интервал 0 - 2800 м.

Интервал 0 - 4610 м.

где - коэффициент трения стали о породу (=0,05 - 0,6), при наличии смазывающих добавок в буровом растворе , при сухом трении - (в воздухе) .

Интервал 0 - 1700 м.

Интервал 0 - 4610 м.

где - равномерно распределенная по длине участка колонны удельная сила контактного давления; - длина прямолинейного участка колонны труб, вписывающегося в искривленную часть ствола скважины, в пределах которой проверяется проходимость; - зазор между стенкой скважины и муфтой.

где - сила нормального давления башмака колонны на стенку скважины,

- радиус искривления, - сила, направленная вдоль оси колонны от воздействия башмака колонны на стенку искривленного ствола скважины,

Интервал 0 - 1700 м.

Интервал 0 - 4610 м.

Проходимость обсадной колонны при спуске в искривленном участке ствола скважины возможна при условии:

Интервал 0 - 1700 м.

Интервал 0 - 4610 м.

При наличии нескольких интервалов с резкими изменениями пространственного угла условие проходимости проверяют на участке с меньшим значением .

Допустимая интенсивность искривления ствола скважины в зависимости от жесткости колонны, величины среднего зенитного угла определяется формулой:

Допустимая интенсивность искривления ствола скважины из условия прочности обсадной колонны определяется формулой :

где - предел текучести.

Выбор допустимой интенсивности искривления скважины осуществляется по:

Расчет скорости спуска колонны.

При спуске в скважину обсадная колонна вытесняет часть промывочной жидкости. Если колонна оборудована обратным клапаном, то вся вытесняемая жидкость направляется в кольцевое пространство и давление на стенки скважины возрастает за счет гидродинамической составляющей. Во избежание гидроразрыва слабой породы и поглощения промывочной жидкости при спуске колонны гидродинамическое давление должно быть всегда меньше разности давления разрыва породы и статического давления столба промывочной жидкости на нее. Если башмак находится выше такой породы, то предельное гидродинамическое давление у башмака:

Интервал 0 - 1700 м.

Интервал 0 - 2800 м.

Интервал 0 - 4610 м.

где - давление поглощения слабой породы; - плотность промывочной жидкости; - глубина подошвы слабой породы; - длина по оси скважины от устья до подошвы той же породы; - расстояние от устья до башмака колонны по ее оси; - расстояние от устья до забоя по оси скважины.

где - гидравлические потери на участке кольцевого пространства.

где - гидравлические потери в кольцевом пространстве, рассчитываются по формуле:

Интервал 0 - 400 м. (Примем ,,, )

Интервал 400 - 1700 м. (Примем ,,, )

Интервал 1700 - 4610 м. (Примем ,,, )

где - пластическая вязкость промывочной жидкости; - длина колонны в рассматриваемый момент спуска (или расстояние до подошвы слабого пласта); , - наружный диаметр спускаемой колонны и диаметр скважины; - скорость спуска колонны.

Гидравлическими потерями в местных сопротивлениях (в сужениях кольцевого пространства муфтами обсадных труб, центраторами и т.п.) в большинстве случаев можно пренебречь за малостью. Скорость спуска на длину одной трубы изменяется по сложному закону: сначала возрастает от нуля при трогании колонны с места до некоторого максимума , затем в течение нескольких секунд может быть примерно постоянной, на последнем этапе ее нужно плавно уменьшить до нуля, чтобы при посадке колонны в клиновой захват не возник сильный удар, который может быть причиной аварии.

Ударную нагрузку при резкой остановке колонны в момент посадки в клиновой захват можно оценить по формуле:

где - масса 1 м колонны в рассматриваемом сечении; = 5100 м/с - скорость распространения упругих волн в колонне; - скорость перемещения колонны перед посадкой в клиновой захват.

Максимальная суммарная растягивающая нагрузка на устьевое сечение колонны в момент посадки:

где - вес в воздухе всей колонны в рассматриваемый момент спуска ее в скважину; - плотность материала колонны.

При движении колонны с ускорением возникает инерционная составляющая гидродинамического давления в скважине:

Интервал 0 - 1700 м.

Интервал 0 - 2800 м.

Интервал 0 - 4610 м.

Следовательно, во избежание возникновения поглощения жидкости во время спуска колонны в скважину необходимо соблюдать условие:

Интервал 0 - 1700 м.

Интервал 0 - 2800 м.

Интервал 0 - 4610 м.

Разработка технологии спуска обсадной колонны.

Исходя из полученных расчетных данных, определимся с тем, что скорость спуска кондуктора , скорость спуска промежуточной колонны , а скорость спуска эксплутационной колонны определяется как.

Разработка технологии спуска обсадной колонны заключается в расчете скорости спуска обсадной колонны, с учетом того, чтоб при этой скорости спуска не возникло гидроразрыва пород. Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения:

- гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва);

- идродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом;

- давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта.

Гидродинамические давления при спуске определяются: при турбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле , при ламинарном течении по формуле :

Коэффициент является функцией параметра Сен-Венана Илюшина и находится по графикам или по интерполяционной формуле (для интервала 10 < Sеn < 900):

Скорость течения вытесняемой жидкости при спуске колонны труб с закрытым нижним концом определяется из выражения:

- скорость движения труб, м/с; (по расчетам)

- коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колонны труб. Для практических расчетов можно принимать 0,5.

По приведенным уравнениям строится зависимость и, зная значение , по графику находится предельно допустимая скорость спуска колонны труб.

Величина практической скорости, соответствующей смене режимов течения находится из выражений:

Определим критическое число Рейнольдса по формуле Соловьева:

Определим число Хедстрема:

Для упрощенных расчетов щ_кр можно определить из выражения:

Интервал, м			Давление , МПа	Давление , МПа	Порода
500	1	1,6	4,9	10,1	-
500	1,06	1,8	4,9	8,82	-
1700	1,06	1,8	16,7	31,3	-
1700	1,05	1,65	16,7	30	-
2800	1,05	1,65	27,3	48,8	-
2800	1,11	1,83	27,3	47,6	-
4540	1,11	1,83	44,1	84,1	-
4540	1,11	1,83	44,1	82,7	-
4610	1,11	1,83	45	84,07	известняк

Глубина спуска промежуточной колонны по вертикали 1700 м. Кондуктор спущен на глубину 400 м.

Согласно наименьшее значение градиента гидроразрыва наблюдается на интервале 0 - 500 м. и равно 0,0160 МПа/м. Найдем чему равно наименьшее давление гидроразрыва:

- давление гидроразрыва на глубине установки башмака кондуктора.

Начнем расчеты с того, что найдем значение гидростатического давления промывочной жидкости на глубине слабого пласта:

Количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта = 1, так как это интервал спуска кондуктора. Теперь будем рассчитывать вторую составляющую давления в скважине, а именно гидродинамическое давление. Но сперва зададимся скоростью движения .

.

Определим режим течения, сравнив между собой Re и Re_кр:

Определим число Хедстрема:

По формуле Соловьёва найдем Рейнольдс критический:

Так как Re <Re_кр следовательно это ламинарный режим и рассчитывать гидродинамическую составляющую будем по формуле №2 . Но сперва определим параметр Сен-Венана - Илюшина:

Параметр лежит в пределах 10 < Sеn < 900, следовательно в найдем по интерполяционной формуле:

Определим :

В итоге, получаем:

.

Определим режим течения, сравнив между собой Re и Re_кр:

Определим число Хедстрема:

По формуле Соловьёва найдем Рейнольдс критический:

Так как Re <Re_кр следовательно это ламинарный режим и рассчитывать гидродинамическую составляющую будем по формуле №2 . Но сперва определим параметр Сен-Венана - Илюшина:

Параметр лежит в пределах 10 < Sеn < 900, следовательно в найдем по интерполяционной формуле:

Определим :

В итоге, получаем:

.

Определим режим течения, сравнив между собой Re и Re_кр:

Определим число Хедстрема:

По формуле Соловьёва найдем Рейнольдс критический:

Так как Re <Re_кр следовательно это ламинарный режим и рассчитывать гидродинамическую составляющую будем по формуле №2 . Но сперва определим параметр Сен-Венана - Илюшина:

Параметр лежит в пределах 10 < Sеn < 900, следовательно в найдем по интерполяционной формуле:

Определим :

В итоге, получаем:

.

Определим режим течения, сравнив между собой Re и Re_кр:

Определим число Хедстрема:

По формуле Соловьёва найдем Рейнольдс критический:

Так как Re >Re_кр следовательно это ламинарный режим и рассчитывать гидродинамическую составляющую будем по формуле №1.

Определим :

В итоге, получаем:

.

Определим режим течения, сравнив между собой Re и Re_кр:

Определим число Хедстрема:

По формуле Соловьёва найдем Рейнольдс критический:

Так как Re >Re_кр следовательно это ламинарный режим и рассчитывать гидродинамическую составляющую будем по формуле №1.

Определим :

В итоге, получаем:

Теперь построим график , по которому определим критическую скорость спуска труб, при которой будет происходить гидроразрыв слабого пласта.

Рисунок № 6. Функция распределения давления по скорости потока

По результатам всех проделанных расчетов, построил график , по которому определил критическую скорость спуска труб = 1,792 м/с.

6. Обоснование способа контроля качества цементирования

Направление

Цементирование шахтового направления необходимо осуществлять тампонажным раствором нормальной плотности ( = 1850-1830 кг/м³) на базе портландцемента ПЦТ-І-50, затворенного на растворе хлористого натрия 3%- ной концентрации.

Кондуктор

Цементирование кондуктора осуществлять в один прием порцией тампонажного раствора на базе портландцемента ПТЦ-І-50, раствор плотностью 1800-1820 кг/м³, затворяемые на 3%-ном растворе хлористого натрия. Объем нижней порции раствора должен выбираться из расчета подъема от башмака приблизительно на 200 м.