вище, буде використана одноколонний конструкція свердловини, яка спускається до глибини закінчення інтервалу кріплення - 3130 м.
. Густина бурового розчину, застосовуваного при бурінні в кожній конкретній зоні кріплення, повинна знаходитися в межах зони сумісних умов і відповідати наступним вимогам: для свердловин глибиною до 1200 м гідростатичний тиск, що створюється стовпом бурового розчину в свердловині, повинно перевищувати пластовий на 10-15%, а для свердловин глибше 1200 м - на 5-10%.
Для проектної свердловини Західно-Серафимівського родовища пластовий тиск на глибині газопроявления (3085 м) становить 30,85 МПа [1], таким чином, гідростатичний тиск бурового розчину в стовбурі свердловини на позначці газопроявления має становити 33, 94 МПа, що відповідає щільності бурового розчину рівний 1100 кг/м 3. Отримана щільність бурового розчину лежить в межах зони сумісних умов буріння, в теж час згідно з даними таблиці 1.5 в інтервалі глибин 800-2150 м мінімально допустима величина градієнта гідростатичного тиску, при якому породи зберігають стійкість, становить 1,2 МПа/100 м, а в інтервалі глибин 2150-3130 м - 1,09 МПа/100 м. Це, у свою чергу, відповідає мінімальним плотностям бурових розчинів в інтервалі 800-2150 м - 1200 кг/м 3, а в інтервалі 2150-3130 м - 1090 кг/ м 3. Таким чином, для попередження осипів і обвалів в процесі буріння щільність бурового розчину повинна перевищувати 1200 кг/м 3, такій умові задовольнятиме розчин з щільністю 1250 кг/м 3, при цьому еквівалент градієнта гідростатичного тиску становитиме 1,25 гс/см 3. Як видно з малюнка 2.1 буровий розчин з щільністю 1250 кг/м 3 також буде лежати в межах зони сумісних умов буріння, що дозволяє використовувати його для розбурювання всього розрізу.
Наступним етапом проектування свердловини є визначення глибини спуску обсадних колон. Експлуатаційна колона буде спущена на глибину 3130 м, оскільки свердловина розкриває газове родовище, для підвищення якості роз'єднання пластів цементування експлуатаційної колони доцільно здійснювати по всій довжині [4]. Пропонована конструкція свердловини є одноколонний??, Тому для підвищення якості роз'єднання пластів необхідно, щоб кондуктор частково виконував роль проміжної колони. У зв'язку з цим розрахунок глибини спуску кондуктора доцільно вести за наступною формулою [3]:
, (2.3)
Де - глибина спуску кондуктора, м;
p2 - тиск газопроявляющего пласта, МПа;
- мінімальне значення градієнта тиску розриву пласта для інтервалу нижче черевика кондуктора, МПа/м.
Для умов свердловин Західно-Серафимівського родовища отримаємо:
.
Таким чином, глибина спуску кондуктора складе 1815 м, цементування кондуктора буде здійснюватися по всій довжині [4].
Для перекриття пухких четвертинних відкладень і відкладень пліоцену, представлених суглинками і пісками (таблиця 1.1), напрям має бути спущено на глибину 210 м і зацементоване до гирла.
.2 Узгодження діаметрів обсадних колон і доліт
На другому етапі розробки конструкції свердловини після того, як було визначено необхідну кількість обсадних колон, приступають до узгодження діаметрів обсадних колон і доліт. Розрахунок діаметрів ведеться знизу вгору. За вихідний розмір приймається діаметр експлуатаційної колони або кінцевий діаметр стовбура свердловини, якщо спуск обсадної колони проектом не передбачений [2].
При розрахунку діаметрів керуються нормами ГОСТ 632-80 на обсадні труби (19 типорозмірів від 114,3 до 508,0 мм) і ГОСТ 20692-80 на шарошечні долота (39 типорозмірів), а також відомостями про номенклатуру доліт, що випускаються вітчизняною промисловістю і зарубіжними фірмами.
Діаметр долота для буріння під обсадних колону визначається за її габаритному зовнішньому розміром (зовнішній діаметр з'єднувальної муфти) з таким розрахунком, щоб обсадна колона вільно проходила по стовбуру свердловини з регламентованим радіальним зазором, який визначений в залежності від діаметра обсадної колони - таблиця 2.3 [4].
Таблиця 2.3 - Мінімальна допустима різниця діаметрів стовбура свердловини і муфти обсадної колони
Номінальний діаметр обсадної колони, ммРазность діаметрів 2д, мм114,315,0127,0139,720,0146,1168,325,0244,5273,135,0298,5323,935,0-45,0426 , 0
Розрахунковий діаметр долота визначається за формулою [2]:
, (2.4)
де Дд.р.- Розрахунковий діаметр долота, мм;
dм - зовнішній діаметр з'єднувальної муфти обсадної колони по ГОСТ 632-80, мм;
д - різниця діаметрів за таблицею 2.3, мм.
Потім по розрахунковому діаметру Д д.р. знаходиться найближчий нормалізований діаметр Д д.н. з типорозмірів ГОСТ 20692-80.
Встановлений таким чином нормалізований діаметр долота дозволяє ...
