Dскв = 1,14 x 351 = 400 мм

Для бурения скважины под кондуктор выбираем долото диаметром 393,7 мм[5].

Таким образом, предусматривается следующая конструкция скважины №11 Северо-Прибрежной:

· Шахтное направление длиной 30 метров и диаметром 530 мм, спускается для предохранения устья от размыва буровым раствором и для обвязки устья с желобной системой, забивается электровибратором;

· Кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 1020 метров, цементируется до устья. Предназначен для изоляции и предохранения вод хозяйственно-питьевого назначения, перекрытия неустойчивых отложений и установки противовыбросного оборудования.

· Промежуточная колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 2450 метров, цементируется до устья. Предназначена для перекрытия неустойчивых отложений понта, меотиса; верхнего, среднего и большей части нижнего сармата и установки противовыбросного оборудования.

· Эксплуатационная колонна диаметром 140 мм спускается на глубину 3025 метров, цементируется в интервале 3025-1850 метров. Служит для разобщения вскрытых пластов, опробования и эксплуатации продуктивного горизонта[5].

2.2.2 Выбор промывочного агента для бурения скважины

Ствол скважины длительное время находится в необсаженном состоянии при значительном всестороннем давлении, что является причиной обвалов и осыпей, вызывающих посадки, затяжки, прихваты бурильного инструмента, недоходы обсадных колонн до проектных глубин. Проходка ствола скважины в неустойчивых породах также осложняет процесс бурения, так как такие породы способствуют обвалам и вследствие этого прихватам бурильного инструмента. Кроме этого, в некоторых районах, подверженных карстообразованию, ствол скважины иногда попадает в огромные каверны[6].

Идеальный буровой раствор, применяемый при бурении скважин, должен отвечать следующим требованиям:

· способствовать повышению скорости проходки;

· позволять поддерживать низкое содержание твердой фазы, благодаря чему до минимума снижается опасность загрязнения пласта;

· повышать устойчивость ствола, ингибировать склонные к осложнениям породы и обеспечивать сохранение целостности выбуренной породы, благодаря чему облегчается ее удаление;

· обеспечивать поддержание на стабильном уровне статического напряжения сдвига и улучшенную очистку ствола без чрезмерных пульсаций давления в процессе спускоподъемных операций;

· проявлять низкую токсичную и высокую термостабильность;

· давать возможность экономить денежные средства, при этом затраты на контролирование и поддержание необходимых свойств бурового раствора с лихвой окупаются.

Для устранения осложнений скважину бурят с применением высококачественной промывочной жидкости. Непрерывная циркуляция промывочной жидкости в стволе скважины обеспечивает не только очистку забоя от выбуренной породы, но и охлаждение и смазку долота.

Глинистые растворы, применяемые в качестве промывочной жидкости, глинизируют стенки скважины и удерживают во взвешенном состоянии выбуренные частицы породы в покоящейся жидкости, т.е. в период прекращения циркуляции. Они являются одним из наиболее распространенных видов промывочных жидкостей, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин. Обработанные химическими реагентами они образуют устойчивую суспензионно-коллоидную дисперсную систему с небольшой водоотдачей и необходимыми структурно-механическими качествами. При нормальных условиях бурения нетрудно регулировать их параметры[9].

Глинистый раствор – это смесь мелких частиц глины с водой, приготовленная так, что частицы глины находятся во взвешенном состоянии.

Глинистый раствор приготовляется непосредственно на буровой при помощи глиномешалок[8].

Для выбора бурового раствора воспользуемся информацией о горных породах, их проницаемости, пластовых давлениях и номинальных диаметрах скважины представленных в таблицах 1.1 и 2.2. В соответствии с геолого- техническими условиями определяем компонентный состав бурового раствора, одинаковый для всех интервалов: ингибированный полимер-глинистый раствор, в состав которого входят бентонитовый глинопорошок, вода, утяжелитель (барит), ССБ, ФХЛС, нефть, графит, хроматы, эмульгаторы, пеногаситель, КМЦ.

Технологические параметры бурового раствора приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Технологические параметры бурового раствора

2.3ТЕХНИКА БУРЕНИЯ

2.3.1 Определение оптимальной массы бурильной колонны

2.3.1.1 Расчет бурильных труб, УБТ, компоновок бурильной колонны