Інтенсифікація притоку пластового флюїду.

Установка кислотної ванни густиною 1020 кг/м3 при тиску на усті Ру=0 і температурі Тн.р=160С.

Солянокислотна обробка: густина 1020 кг/м3; Ру=210105 Па; Тн.р=160С.

2620м

2890м

Рисунок 1.8. – Схема перфорації експлуатаційної колони.

2. Техніка і технологія буріння

2.1. Конструкція свердловини.

Вибираючи конструкцію свердловини виходимо з умови, що вона задовольняє умови “ЄТП”, а також забезпечення досягнення проектної глибини, надійність свердловини, як технічної споруди, ізоляцію продуктивного горизонту і водонапірних горизонтів, мінімальний розхід матеріалів, досягнення запроектованих режимів експлуатації та максимальне використання пластової енергії.

Розрахунок конструкції свердловини:

Свердловина – експлуатаційна.

Проектна глибина – 2940м.

Свердловина – вертикальна.

Конструкція свердловини повинна забезпечити:

1. Довговічність свердловини як технічної споруди

2. Надійну ізоляцію всіх проникних горизонтів і збереження всіх запасів корисних копалин

3. Можливість буріння до проектної глибини без небезпеки виникнення ускладнень, здійснення ремонтних робіт передбачених проектом.

Проектування конструкції свердловини починаємо з побудови суміщеного графіка тисків.

Для цього визначаємо коефіцієнт аномальності пластового тиску та тиску гідророзриву порід для кожного інтервалу:

(2.1)

(2.2)

де Ка і Кгр – відповідно коефіцієнт аномальності пластового тиску і тиску гідророзриву.

Рпл і Ргр – відповідно пластовий тиск і тиск гідророзриву, Па.

g – прискорення вільного падіння, м/с2

Н – глибина даного інтервалу, м

Дані розрахунку занесемо у таблицю 2.1.

Таблиця 2.1 – Значення розрахункових величин для побудови суміщеного графіка тисків.

Н, м | 230 | 600 | 730 | 950 | 1720 | 1825 | 1950 | 2120 | 2740 | 2940

Рпл,МПа | 2,34 | 6,1 | 7,44 | 9,7 | 17,53 | 18,6 | 20,5 | 22,6 | 26 | 23,5

Ргр, МПа | 3,91 | 10,8 | 12,41 | 17,1 | 31 | 32,9 | 37,1 | 38,2 | 46,6 | 51,5

grad Рпл | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,105 | 0,105 | 0,095 | 0,08

grad Ргр | 0,17 | 0,18 | 0,17 | 0,18 | 0,18 | 0,18 | 0,19 | 0,18 | 0,17 | 0,175

Ка | 1,04 | 1,03 | 1,03 | 1,04 | 1,04 | 1,03 | 1,08 | 1,087 | 0,97 | 0,82

Кгр | 1,74 | 1,83 | 1,72 | 1,84 | 1,85 | 1,83 | 1,95 | 1,84 | 1,73 | 1,79

Аналіз гірничо-геологічних умов буріння, можливих ускладнень, а також конструкції існуючих свердловин, показує, що буріння свердловини глибиною 2940м успішно здійснюється при двоколонній конструкції.

Направлення діаметром 426мм з влаштуванням шахти 3м і заглибленням 2м обв’язується з устям свердловини. Спускається з метою закріплення ґрунту і попередження розмиву устя.

Кондуктор діаметром 324мм спускають на глибину 250м, з метою перекриття піщаних відкладів неогену схильних до поглинання бурового розчину, а також попередження забруднення прісних вод фільтратом бурового розчину, цементують кондуктор до устя.

Проміжна колона діаметром 245мм спускається на глибину 2000м нище покрівлі верхньокам’яновугільних відкладів для перекриття юрських, тріасових і пермських відкладів, в які входять поглинаючі горизонти з особливо інтенсивним поглинанням у відкладах нижньої крейди, а також перекриття горизонту кам’яної солі в пермських відкладах. Проміжна колона оснащується противикидним обладнанням перед розкриттям продуктивних горизонтів. Колона спускається однією секцією і цементується по всій довжині, у верхній частині колону цементують полегшеним цементом з метою зниження тиску на поглинаючий горизонт. Виконаємо розрахунок діаметрів колон та діаметрів доліт.

Експлуатаційна колона у відповідності до вимог замовника проектується діаметром 146мм.

Проектування діаметрів обсадних колон і доліт проводиться “знизу-вверх”.

Діаметр долота під експлуатаційну колону 0,146м вибираємо по формулі:

(2.3)

де - діаметр долота, м

dм – найбільший зовнішній діаметр обсадної колони, м

к – мінімально необхідний радіальний зазор, м

(м)

Вибираємо долото згідно стандарту діаметром

м.

Діаметр проміжної колони вибираємо з умови:

(2.4)

де - внутрішній діаметр проміжної колони, м

в – рекомендований зазор, м.

=0,2159+0,005=2205 м.

Приймаємо зовнішній діаметр проміжної колони рівний 0,2445м.

Вибираємо діаметр долота для буріння під проміжну колону:

0,27+20,012=0,294м.

Приймаємо долото діаметром 0,2953м.

Визначаємо внутрішній діаметр кондуктора.

=0,2953+0,006=0,3013м.

Приймаємо зовнішній діаметр кондуктора 0,324м.

Визначаємо діаметр долота під кондуктор

=0,351+20,075=0,384м

Приймаємо долото діаметром 0,3937м.

Діаметр направлення.

0,3937+20,008=0,4097м,

Приймаємо зовнішній діаметр направлення 0,426м.

Діаметр долота для буріння під направлення

=0,451+20,025=0,501м.

Для буріння направлення використовуємо долото діаметром 0,3937 у поєднанні з розширювачем РШ-555.

Таблиця 2.2. – Глибина спуску і характеристика обсадних колон.

Назва і діаметр колони, мм | Інтервал по стволу свердловини, м | Номінальні діаметри ствола свердловини (долота) мм

від | до

Направлення 426мм | 0 | 30 | 555

Кондуктор 324мм | 0 | 250 | 393,7

Проміжна 245мм | 0 | 2000 | 295,3

Експлуатаційна 146мм | 0 | 2940 | 215,9

0,426 0,324 0,245 0,146

0,555

30

0,3937

250

0,2953

2000

0,2159 2940

Рисунок 2.2. – Схема конструкції свердловини

2.2. Спосіб буріння.

Вибір способу буріння проводиться у відповідності з запроектованою конструкцією свердловини, літологічною характеристикою розрізу, а також з врахуванням досвіду ведення бурових робіт на даному родовищі. У відповідності з рекомендаціями Прилуцького і Полтавського УБР на основі загально економічної ефективності розбурювання Малодівицького родовища, по проводці пошуково і опорно-промислових свердловин, найбільш раціональним є роторний спосіб буріння, який забезпечує:

1. Потрібний момент обертання на долоті.

2. Незалежну зміну параметрів режиму буріння.

3. Контроль частоти обертання і крутного моменту.

4. Зменшення комбінації гідродинамічного тиску в свердловині.

5. Утворення більш високого перепаду тиску на долоті при одному і тому ж значені тиску нагнітання буровими насосами.

По даних Прилуцького УБР в середньому собівартість 1м проходки при роторному способі