2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска

Обоснование производим, исходя из данных пункта 1 по график совмещенных давлений.

Расчет коэффициента анамальности Ка и коэффициента гидроразрыва Кгр

; .

При Н=180м

=0,84 =2,32

При Н=550м

=0,78 =2,51

При Н=1115м

=0,75 =2,34

При Н=1130м

=0,71 =2,32

Таблица 2.1

График совмещенных давлений

По разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины, следует исходить из других условий, в данном случае предусматривается перекрытие кондуктором неустойчивых четвертичных пород и всей толщи ММП, с расположением башмака кондуктора в интервале устойчивых горных пород и с целью оборудования устья ПВО для предотвращения выброса сеноманского газа. Глубина спуска кондуктора 550 м. Эксплуатационная колонна спускается до забоя (1300 м), с целью укрепления стенок скважины и размещением в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.

Заполнение пространства между обсадной колонной и стенкой скважины цементным раствором, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или на поверхность через заколонное пространство.

Цементирование кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется прямым способом через башмак с подъемом цементного раствора до устья скважины.

2.1.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

Диаметр эксплуатационный колонны задается заказчиком, исходя из условий эксплуатации, проведения исследовательских, геофизических, ремонтных работ. Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм выбираем в соответствии с требованиями заказчика.

Диаметр долота:

, ∆=5ч10 мм,

где Dм = 0,186 м – диаметр муфты обсадной колонны,

,

Кондуктор: Dк =Dд+2*д, где д – зазор между долотом и внетренней поверхности кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.

Dк =0,2159+2*6*103 =0,2279 м.

Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м.

Определим диаметр долота при бурении кондуктора:

Dд.к =0,270+2*8*10-3 =0,286 м.

Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м.

Результаты расчетов представлены в таблице2.2

Таблица 2.2

Конструкция скважины

2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (тбл. ) и пластовыми давлениями (таб. ). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламента по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3

При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.

Таблица 2.3

Поинтервальная химическая обработка буровых растворов