обсадних колон, діаметрах обсадних колон, діаметрах стовбура свердловини для кожної з колон і інтервалах цементування.
Вибір конструкції свердловини є основним етапом її проектування і повинен забезпечити високу якість будівництва свердловини як долговременно експлуатованого складного нафтопромислового об'єкта, ізоляцію всіх проникних горизонтів і збереження запасів рідких і газоподібних корисних копалин, запобігти аварії та ускладнення в процесі буріння , створити умови для зниження витрат часу і матеріально-технічних засобів на буріння.
Розробка конструкції свердловини починається з вирішення двох проблем: визначення необхідної кількості обсадних колон і глибини спуску кожної з них; обгрунтування розрахунковим шляхом номінальних діаметрів обсадних колон і діаметрів породоруйнуючого інструменту.
Кількість обсадних колон і глибина їх спуску визначається кількістю інтервалів, несумісних за умовами буріння, які визначаються за совмещенному графіку індексів пластового тиску і тиску початку поглинання з глибиною свердловини.
,
де - пластовий тиск, МПа.
де - щільність води,;
Нi - поточна глибина свердловини, м; РПЛ - градієнт пластового тиску,
Коефіцієнт гідророзриву розраховується за формулою:
,
де -тиск гідророзриву, МПа.
Результати розрахунків наведено в таблиці 2.2.
Таблиця 2.2
Результати розрахунку коефіцієнтів
Інтервал, мРПЛ, МПаРГР, МПаКаКГРОтДоОтДоОтДо015001,4802,350,951,611503001,482,972,354,840,981,653004502,974,454,847,480,991,674506004,455,947,4810,261,001,736007605,947,4210,2613,181,001,787609007,428,9113,1816,231,001,8390011508,9111,3916,2321,311,011,881150130011,3913,0021,3124,151,021,891300145013,0014,5024,1527,001,021,901450159514,5016,4327,0029,731,051,901595163616,4316,8529,7330,491,051,90
За результатами розрахунків будується суміщений графік тисків, зображений на малюнку 2.3.
За графіком суміщених графіком індексів тисків несумісних зон буріння немає. Проектування конструкцій свердловин ведемо з урахуванням геолого-технічних умов буріння і фактичних даних будівництва свердловин перший північного куща. Напрямок шахтного типу довжиною 14 м спускається і цементується до 9 м. Мета спуску - повідомлення вибою свердловини зі столом ротора і польовим жолобом для забезпечення циркуляції бурового розчину при бурінні під кондуктор.
Кондуктор спускається на глибину 90 м. Метаспуску - запобігання повідомлення свердловини з морем, перекриття верхніх нестійких порід в пригирловій ділянці розрізу та перекриття горизонту питної води до переходу на буровий розчин на вуглеводневій основі.
Перша проміжна колона проектується до глибини 1350 м (760 м по вертикалі) і цементується до гирла. Мета спуску - перекриття верхньої частини розрізу, складеної в основному, слабосцементірованние пісками, а також верхнього основної ділянки набору зенітного кута - для зниження желообразованій і кавернообразованій в даному інтервалі, винятком гріфонообразованія при можливих нафтогазопроявів з продуктивного пласта.В відповідно з малюнком 2.2.
Малюнок 2.2
Малюнок 2.3 - Суміщений графік індексів пластового тиску і тиску початку поглинання.
Глибина спуску другій проміжній колони приймаємо вище покрівлі XXI пласта - 5 860 м (+1595 м по вертикалі), цементується висотою підйому тампонажного розчину за колоною до глибини 1050 м від гирла, мета спуску -надёжная ізоляція проектного продуктивного XXI пласта від верхніх нафтоносних і водоносних горизонтів. Спуск другій проміжній колони на пропоновану глибину підвищує гарантії успішного спуску хвостовика експлуатаційної колони до проектної глибини в горизонтальний ствол. Зменшення довжини хвостовика значно знижує сили тертя обсадних труб об стінки свердловини, зменшує крутний момент і, отже, дозволяє спуск хвостовика з обертанням, тим більше що він спускається без промивки свердловини.
Хвостовик експлуатаційної колони спускається з перекриттям черевика попередній колони на 50 - 100м по стовбуру. Чи не цементується.
Густина бурового розчину приймається для буріння всій свердловини 1160 кг/м3.
Розрахунок діаметрів обсадних колон
Діаметр хвостовика експлуатаційної колони заданий замовником і дорівнює.
) визначення діаметра долота для буріння під хвостовик:
де - Діаметр муфти хвостовика,
- зазор між муфтою труби і стінкою,=12 мм,
За довідником, вибираємо долото стандартного діаметра типорозміру в більшу сторону по діаметру
) Визначення діаметра долота під експлуатаційну колону:
де - внутрішній діаметр 2 проміжної колони;
...
