Page 34 - 4815

свердловини 2100 м, пластовий тиск 28 МПа, діаметр долота
269,9 мм, об’ємний коефіцієнт кавернометрії 1,12, довжина
3
інтервалу прихоплення 42 м, густина бурового розчину 1380 кг/м .
Розрахувати технологічний процес проведення ЗГІС.
Приклади розв’язування задачі
1 Бурильна колона діаметром 127 мм, товщиною стінки
9,19 мм групи міцності Е прихоплена на глибині 2120 м. Глибина
свердловини 2400 м, пластовий тиск 31 МПа, усереднений діаметр
ствола свердловини 0,3 м, довжина інтервалу прихоплення 45 м,
3
густина бурового розчину 1420 кг/м . Межа текучості 552 МПа.
Розрахувати технологічний процес проведення ПГІС.
Розв’язок

Попередньо розраховуємо площі поперечного перерізу
затрубного простору S 2 і всередині колони S 1 та площу поперечного
перерізу тіла труби f 1.
3 ,14

2
2
S  3 , 0 ( 2  , 0 127 2 )  7 , 5  10 м .
2
4
3 ,14
2

2
S  , 0 1086  , 9 25 10 м .
3
1
4
3 ,14

2
3
f  4 , 0 ( 127  , 0 1086 2 )  4 , 3  10 м .
2
1
Вага одного погонного метра труб діаметром 127 мм та
товщиною стінки 9,19 мм становить 0,315 кН/м. Отже вага колони
.
за ГІВ 0,315 2120 = 667,8 кН.
1 Висота стовпа полегшеної рідини у бурильній колоні
визначаємо за формулою 2.5:
2 
 7 , 5  10  1000 
2
1420 , 9 81 2400  31 10 6  9    , 25 10  7 , 5  10   

3 
l   1420  
1
, 9 25 10 3  , 9  81 ( 1420  1000 )
 1684 . м
2 Максимальний надлишковий тиск на усті відповідно до
формули 2.6:
6
P  1420  1000  ,9 81 1684  , 6 93 10 Па.
н
3 Максимальний надлишковий тиск на усті обмежений
міцністю бурильних труб на розрив в умовах складного
навантаження з урахуванням коефіцієнту запасу
міцності (формула 2.7).
32