Приклад: Інтервал 1900-1980м, Кр =

Таблиця 2.1. – Результати розрахунку коефіцієнт аномальності пластового тиску і тиску гідророзриву.

№ інтервалу | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15

Глибина заляганням | 0-300 | 300-700 | 700-920 | 920-1300 | 1300-1900 | 1900-1980 | 1980-2340 | 2340-2700 | 2700-2950 | 2950-3040 | 3040-3220 | 3220-3890 | 3890-4070 | 4070-4180 | 4180-4600

Рпл, мПа | 3 | 7 | 9,2 | 13 | 19 | 19,8 | 24,102 | 28,35 | 31,27 | 32,5 | 34,8 | 42,79 | 45,58 | 62,7 | 69

Рп(гр), мПа | 5,4 | 12,6 | 15,64 | 23,4 | 33,25 | 35,68 | 42,!2 | 48,6 | 53,1 | 53,2 | 57,96 | 73,91 | 77,33 | 79,42 | 87,4

Ка | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,05 | 1,07 | 1,08 | 1,09 | 1,1 | 1,12 | 1,14 | 1,52 | 1,53

Кп(гр) | 1,83 | 1,83 | 1,73 | 1,83 | 1,78 | 1,83 | 1,83 | 1,83 | 1,83 | 1,78 | 1,83 | 1,94 | 1,94 | 1,94 | 1,94

Кількість обсадних колон і глибини їх спуску визначаємо виходячи із кількості зон несумісних умов буріння, можливих ускладнень та досвіду буріння свердловин на Глинсько-Розбишівському газоконденсатному родовищі.

Направлення проектуємо спустити на глибину 9 м для попередження розливу устя свердловини та направлення промивної рідини в желобно систему.

Кондуктор спускається до глибини 300м з метою ізоляції, верхніх водоносних горизонтів кайнозойських відкладів. Використовувавши обсадні труби типу ОТТН виконання Б.

Перша проміжна колона спускається на глибину 2100м з метою перекриття поглинаючих горизонтів крейдових (сеноманський ярус верхньої крейди), тріасових і верхньопермських відкладів.

Друга проміжна колона спускається на глибину 3850 м з метою перекриття верхнього, середнього і нижнього (серпухівський і візейський яруси) карбону, які характеризуються незначним перевищенням пластового тиску над гідростатичним (до 12 %) від відкладів турнейського яруса і верхнього девону, які відкриваються нижче Рпл>Ргідр на 30 %.

Експлуатаційна колона спускається на глибину 4600 м з метою роздільного випробування перспективних в нафтогазоносному відношенні горизонтів.

Згідно правил ведення бурових робіт для попередження між пластових перетоків та попередження між колонних проявлень кондуктор, дві проміжні і експлуатаційну колони проектуємо зацементувати до устя свердловини, тобто повністю по всьому стволі цементується затрубний простір. Заколонний простір в направленні забурюється.

Проектування діаметрів обсадних колон починаємо з вибору діаметру експлуатаційної колони, в залежності від очікуваного добового дебіту.

Таблиця 2.2 – Рекомендовані діаметри

експлуатаційних колон

Сумарний дебіт, тис. м3/добу | до 75 | до 250 | до 500 | до 1000 | до 5000

Приблизний діаметр експлуатаційної колони, мм | 114 | 114-146 | 146-168 | 168-219 | 219-273

При дебіті 200-340 тис. м3/добу діаметр експлуатаційної колони приймаємо рівним 146 мм.

Діаметр долота для буріння під експлуатаційну колірну знаходимо за формулою:

Dд=dм+2к (2.4)

Де dм – діаметр муфти, м;

к – радіальний зазор між стінкою свердловини і муфтою для вільного проходження колони при її спуску у свердловину (див. табл. 2.3), мм.

Таблиця 2.3 – Рекомендовані зазори між стінкою

свердловини і муфтою

Зовнішній діаметр колони, мм | 114-127 | 140-168 | 178-245 | 277-299 | 324-351 | 377-508

Радіальний зазор, мм | 5-15 | 10-20 | 10-25 | 15-30 | 20-40 | 25-50

Тоді

Для буріння під експлуатаційну колону приймаємо долото діаметром

Внутрішній діаметр попередньої обсадної колони визначається за формулою

dвп=Dд+2в (2.5)

де dвп – внутрішній діаметр попередньої колони, м;

в – радіальний зазор, необхідний для вільного пропуску в середині даної колони долота для буріння під наступну колону, м

в3-5 мм

Зовнішній діаметр попередньої колони:

dзп= dвп +2 (2.5)

де - товщина стінки обсадних труб

Згідно ГОСТ 632-80 цьому діаметру відповідають об садні труби з зовнішнім діаметром

Аналогічно знаходимо діаметри решти колон та доліт під ці колони:

Діаметр долота під другу проміжну колону:

Діаметр першої проміжної колони:

Діаметр долота під першу проміжну колону:

Діаметр кондуктора

Діаметр долота буріння під кондуктор:

Діаметр шахтового направлення приймаємо на 50-100 мм більшим за діаметр кондуктора

Діаметр обсадних труб направлення приймаємо рівним .

Буріння під направлення буде проводитися долотом діаметром 393,7 мм+6РШ555.

Результати розрахунку зводимо в табл. 2.4.

Таблиця 2.4 – Результати проектування конструкції

свердловини

Назва колони | Глибина спуску колони, м | Діаметр колони, м | Діаметр долота, м | Інтервал цементування, м

Направлення

Кондуктор

Перша пром.

Друга проміжн.

Експлуатаційна | 5

300

2100

3850

4600 | 0,508

0.426

0,324

0,245

0.146 | 0,3937+6РШ555

0,3937+6РШ550

0,3937

0.2953

0.2159 | Забудувати

0-300

0-2100

0-3850

0-4600

Схема конструкції свердловини приведена на рис. 2.1.

Рис. 2.1. – Схема конструкції свердловини

2.2. Спосіб буріння

Під час вибору способу буріння необхідно звернути увагу на такі критерії як: глибину буріння, вибійну температуру, профіль стовбура свердловини, тип і діаметр породоруйнівного інструменту, бурового розчину, геологічні умови проводки свердловини, техніко-економічні показники буріння по раніше пробурених свердловинах, а також досвід буріння на даній площі.

Врахувавши вище перераховані показники, я вважаю що найбільш ефективним являється роторний спосіб буріння.

Вибраний спосіб дає можливість забезпечити техніко-економічні показники і знизити вартість одного метра бурінняю

2.3. Породоруйнівний інструмент

Вибір доліт проводимо у відповідності з механічними і абразивними властивостями гірських порід, а також з врахуванням промислових матеріалів.

Для рішення питання вибору доліт, розріз свердловини букв розділений на інтервали одипанової??? Бури мості. Для кожного інтервалу із врахуванням механічних та абразивних властивостей гірських порід був вибраний тип і конструкція бурових доліт. При цьому приймались до уваги глибина розміщення інтервалу, спосіб буріння. Крім