ДдЕК = 187,7 + 2 10 = 207,7 мм

Згідно стандарту приймаємо діаметр долота ДдЕК = 215,9 мм.

Внутрішній діаметр dВН попередньої обсадної колони повинен бути більшим від діаметру долота для буріння під наступну колону:

dВН = Дд + , | (2.2)

де: – зазор між внутрішнім діаметром колони і долотом для вільного його проходження, = 5 – 10 мм.

dВНПК = 215,9 + 5 = 220,9 мм

Знаючи необхідний внутрішній діаметр знаходимо відповідний йому зовнішній діаметр:

dЗ = dВН + 2,

де: – найбільша можлива товщина стінки труб даної колони, = 10 мм.

dЗПК = 221,9 + 2 10 = 241,9 мм

Згідно стандарту на обсадні труби приймаємо dЗПК = 244,5 мм.

Аналогічно знаходимо діаметри решти колон та доліт під ці колони.

Діаметр долота для буріння під проміжну колону.

ДдПК = 269,9 + 2 12 = 293,9 мм

Згідно стандарту приймаємо ДдПК = 295,3 мм.

dВНК = 295,3 + 5 = 300,3 мм

dЗК = 300,3 + 2 10 = 320,3 мм

Згідно стандарту приймаємо dЗК = 323,9 мм.

Діаметр долота для буріння під кондуктор.

ДдК = 351 + 2 20 = 391 мм

Згідно стандарту приймаємо ДдК = 393,7 мм.

Діаметр направлення вибирається більшим за діаметр долота при бурінні під кондуктор, а також із наявності типорозміру труб. Виходячи з цього приймаємо Дн = 426 мм.

Виходячи з прийнятого раніше рішення, під направлення буде заготовлена шахта глибиною 10 м з наступною забутовкою.

Результати розрахунків занесемо в таблицю 2.2.

Таблиця 2.2 – Результати проектування діаметрів обсадних колон та доліт

Назва обсадної колони | Глибина спуску колони, м | Зовнішній діаметр колони, м | Діаметр долота, м | Інтервал цементування, м

Направлення | 10 | 426,0 | 0,490 | забутовка

Кондуктор | 150 | 323,9 | 393,7 | 0 – 150

Проміжна | 1950 | 244,5 | 295,3 | 0 – 1950

Експлуатаційна | 3000 | 146 168 | 215,9 | 0 – 3000

Графічне зображення конструкції свердловини наведене на рисунку 2.3.

2.2 Профіль ствола свердловини

Дане питання розробляється при проектуванні похило – скерованої свердловини, а дана свердловина умовно вертикальна тому дане питання не розглядаю.

2.3 Спосіб буріння

Прийняття рішення про використання того чи іншого способу буріння – один з відповідальних етапів при проектуванні технології поглиблення, так як в подальшому обраний спосіб визначає велику кількість технічних рішень – режими буріння, гідравлічну програму, бурильний інструмент, тип бурової установки.

Для обґрунтування способу буріння в різних інтервалах потрібно врахувати її конструкцію, розглянути геолого – технічні умови спорудження свердловини, а також провести аналіз техніко – економічних показників свердловини пробурених різними способами на даній та сусідніх площах.

На Україні отримали розповсюдження три способи буріння свердловин: роторний, гідравлічними вибійними двигунами та буріння електробуром. Перші два з цих способів є основними.

Вибираючи спосіб буріння керуємось принципами: запобігання можливих ускладнень при бурінні свердловини; мінімальна вартість 1м проходки.

Приймаючи вищесказане за критерії оцінки ефективності вибору способу буріння, а також враховуючи досвід ведення бурових робіт на даній та сусідніх площах, пропонуємо наступні способи буріння:

інтервал 10 – 150 м – рекомендуємо застосовувати роторний спосіб буріння, так як він являється більш економічним в порівнянні з іншими способами;

інтервал 150 – 1950 м – рекомендуємо застосовувати роторний спосіб буріння, з метою збереження мінімального кута відхилення від вертикалі, а також він дає можливість використання гідромоніторного ефекту, що додатково сприяє поглибленню свердловини;

інтервал 1950 – 3000 м – рекомендуємо застосовувати роторний спосіб буріння, так як значною перевагою цього способу є незалежність регулювання параметрів режиму буріння, що дає можливість кращого розкриття продуктивного горизонту.

Дані про способи буріння зведемо в таблицю 2.3.

Таблиця 2.3 – Способи буріння

Інтервал буріння,

М | Профіль ділянки свердловини | Спосіб буріння

10 – 150 | вертикальний | роторний

150 – 1950 | вертикальний | роторний

1950 – 3000 | вертикальний | роторний

2.4 Породоруйнівний інструмент

Породоруйнівний інструмент призначений для концентрованої передачі енергії гірській породі з метою її руйнування і створення свердловини циліндричної форми.

При бурінні нафтових і газових свердловин за звичай використовують шарошкові долота, якими на даний час виконується близько 90 % об’єму проходки. Для буріння свердловин суцільним вибоєм найчастіше застосовують тришарошкові долота. Переваги їх конструкції полягають у тому, що три конічні шарошки добре виписуються у круглий поперечний переріз свердловини, а також у стійкості і центруванні долота.

Стандартом передбачено випуск шарошкових доліт діаметром від 46 до 508мм для розбурювання порід з різними механічними та абразивними властивостями. (При бурінні нафтових і газових свердловин застосовують долота діаметром від 165,1 до 508 мм). Випускають 13 типів шарошкових доліт, які рекомендуються використовувати в різних за твердістю породах, згідно [4].

Таблиця 2.4 – Область застосування трьох шарошкових доліт

Тип долота | Гірська порода | Категорія твердості

М | м’яка | 1 – 2

МЗ | м’яка абразивна | 1 – 3

МС | м’яка з пропластками середньої твердості | 3 – 4

МСЗ | м’яка абразивна з пропластками середньої твердості | 3 – 5

С | середньої твердості | 4 – 5

СЗ | абразивна середньої твердості | 4 – 6

СТ | середньої твердості з пропласками твердості | 5 – 6

Т | тверда | 6 – 7

ТЗ | тверда абразивна | 6 – 8

ТК | тверда з пропласками міцної | 7 – 8

ТКЗ | тверда абразивна з пропласками міцної | 7 – 10

К | міцна | 8 – 10

ОК | дуже міцна | 10 – 12

Розроблені рекомендації по вибору типів доліт в залежності від абразивності