проведення техніко-технологічних впливів на пласт, ремонтно-ізоляційних робіт, а також тривалу експлуатацію свердловини з раціональним дебітом.
Ефективна робота свердловини (привибійної зони) багато в чому залежить від того, наскільки конструкція забою відповідає геологічним умовам залягання продуктивних пластів. Вибір конструкції забою нафтових видобувних свердловин регламентується РД 39-2-771-82, який поширюється на вертикальні і похилі свердловини із зенітним кутом викривлення стовбура в інтервалі продуктивного пласта до 450.
Конструкція забою являє собою зацементовану прострелянную колону.
Глибина свердловини по вертикалі, продуктивні пласти яких передбачається повністю перекрити експлуатаційною колоною, може бути розрахована наступним чином:
Н=А у + Н до + h пл + h з + h ст=109 + 1430 + 61 + 20 + 10=1630 м
А У - Альтітуда ротора,
Н К - гіпсометричні відмітка покрівлі нижнього продуктивного пласта, пл - потужність пласта,
Глибина зумпфа (h з), що залишається для забезпечення проходження геофізичного, випробувального та промислового обладнання до підошви пласта та збору виноситься твердої фази при подальшій експлуатації, приймається до 30 м.
Висота цементного стакана (h ст), що залишається в експлуатаційній колоні (10-30 м), залежить від місця зупинки верхньої розділової пробки.
3.1.2 Вибір числа обсадних колон
Для вибору числа обсадних колон і глибини їх спуску будують суміщений графік зміни пластового тиску, тиску гідророзриву порід (ГРП) та гідростатичного тиску стовпа бурового розчину в координатах глибина - еквівалент градієнта тиску .
Під еквівалентом градієнта тиску розуміють відносну щільність рідини, стовп якої в свердловині на глибині визначення створює тиск, рівне пластовому або тиску ГРП.
глибина - еквівалент пластового тиску raquo ;, який визначаємо за формулою:
глибина - еквівалент градієнта тиску ГРП raquo ;, який визначаємо за формулою:
де
· - для потенційно поглинаючих пластів не залежно від глибини;
· - для не поглинають пластів при глибині до 1000 м і - для не поглинають пластів при глибині більше 1000 м.
Таблиця 3.1.1
Глибина, мР пл, МПаР ГРП, МПаОсложненія ?? ГРП 100,10,261,002,601001,01, 201,001, 202722,77,070,992,605345,26,41Поглащеніе0,971, 205645,514,660,982,606176,116,040,992,606986,818,150,972,608488,322,050,982,609759,625,350,982,60107610,625,180,992,34115611,327,050,982,34120311,814,44Поглощение, нефтегазо- водопроявлень, обвали та осипи. 0,981, 20127012,415,240,981, 20140913,816,910,981, 20153615,718,431,021, 20159616,319,151,021, 20
За даними табл.3.1.1 будується суміщений графік зміни пластового тиску, тиску гідророзриву порід і гідростатичний тиск стовпа бурового розчину, представлений у додатку.
За результатами побудов число колон - 4 (напрям, кондуктор, технологічна і експлуатаційна колони).
З метою захисту гирлової ділянки стовбура від розмиву та напрямки висхідного потоку промивної рідини в очисну систему в конструкції свердловини передбачають направлення. Глибина його спуску зазвичай вибирається з урахуванням перекриття нестійких четвертинних відкладень до 30 м (вибираємо 10 м).
Кондуктор призначений для кріплення нестійких стінок верхньої частини розрізу свердловини, запобігання поглинань бурового розчину, перекриття прісних водоносних горизонтів від забруднення. Башмак кондуктора встановлюється в щільних, непроникних породах. Глибина спуску кондуктора уточнюється з умов запобігання розриву гірських порід у черевика при герметизації гирла свердловини у разі нафтогазопроявів:
У проектованої нафтовій свердловині глибина спуску кондуктора визначається:
Н к=100 * (Р у +? Р у)/((? грп/К б) -? о. ж),
де Р у - тиск на гирлі при його герметизації під час флюідопроявленія, МПа;
? Р у - додатковий тиск на гирлі, приймається 1,0 - 1,5МПа;
? грп - еквівалент тиску гідророзриву порід у черевика кондуктора;
До б - коефіцієнт безпеки, приймається рівним 1,2 - 1,5;
буріння свердловина родовище забій
? о. ж.- Відносна щільність рідини в свердловині при флюідопроявленіі.
Р у=Рпл -? н * g * L пл
Р у=16,3 * 10 6 - 917 * 10 * 1430=3 МПа
Н к=100 * (3+ 1)/((6,41/1,2) - 0,917)=90,4 м
