Порядок виконання роботи. Дані для проектування: Проектна глибина свердловини – 2600 м.

12

Дані для проектування: Проектна глибина свердловини – 2600 м.

Проектний горизонт – турнейські відкладення нижнього карбону (С1t).

Призначення свердловини – пошукова.

Таблиця 3.3. – Геологічні дані про розріз ka, kп

Н, м 0 - 95 95 - 120 120 - 135 135 - 1200 1200 - 2300 2300 - 2600
ka 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,1
kп 2,0 1,8 2,0 2,3 2,0 2,2

5.1. На основі геологічних даних про розріз (ka, kп) будуємо суміщений графік зміни коефіцієнтів аномальності пластових тисків та індексів тисків поглинання з глибиною свердловини (рис. 5.1).

Рисунок 5.1 – Графік суміщених тисків

Аналізуючи графік бачимо, що розріз не має зон з несумісними умовами буріння, тобто можливий одноколонний варіант конструкції. Пробуривши розріз свердловини до проектної глибини можна потім перекрити його експлуатаційною колоною. Але згідно вимог Держтехнагляду для безпечного ведення робіт по первинному розкриттю і кріпленню продуктивних горизонтів потрібно мати можливість герметизації затрубного простору при проведенні названих робіт. Виходячи з цього в конструкцію свердловини вводимо проміжну колону для встановлення на ній противикидового обладнання високого тиску.

Припустимо, що проміжна колона буде спущена до глибини 1200 м.

Перевіримо, чи немає небезпеки розриву порід газом у випадку закриття превентора після викиду. Тиск газу на цій глибині при закритті превентора визначаємо за формулою:

Pz = Pпл.. e-s ,

де s = 0,034.ρг . (zпл. – zx) / Tc . βc ,

ρг = 0,6 – відносна густина газу;

zx – намічена глибина спуску обсадної колони, м;

zпл. – глибина залягання пласта з максимальним пластовим тиском, м;

Tc – середня температура газу по стовбуру свердловини під час викиду, К;

βc = 1,07 – коефіцієнт зверхстискаємості газу.

s = 0,034.0,6 . (2600 – 1200) / 296 . 1,07 = 0,09017.

Отже, Pz = 28,0. e-0,09017 = 25,6 МПа.

Визначимо відносний тиск по воді:

Pвідн. = Pz / ρв . g . zx = 25,6 / 1000.9,9.1200 = 2,2 МПа,

де ρв – густина води.

Для того, щоб не відбувалось розриву порід і поглинань необхідно щоб:

Pвідн. < kп

У нашому випадку kп = 2,3, отже нерівність справджується, тому проміжну колону спускаємо на намічену глибину 1200 м.

Верхній розріз (кайнозойських відкладів) має нестійкі породи, схильні до розмиву і обвалів. Для їх кріплення, а також з метою охорони бучакського водоносного горизонту від забруднення необхідно спустити кондуктор на глибину 140 м.



5.2. В експлуатаційній колоні буде виконаний комплекс геолого-геофізичних досліджень, випробування і більш детальне дослідження вірогідних продуктивних горизонтів. Виходячи з цього діаметр експлуатаційної колони приймаємо 146 мм.

Знаходимо діаметр свердловини, необхідний для спуску експлуатаційної колони:

Dс. = Dм. + 2Δк. ,

де Dм. – діаметр муфти обсадної колони або іншого елемента колони, що має найбільший діаметр м;

Δк. – радіальний зазор між стінкою свердловини і муфтою обсадної труби, м, Δк. = 0,005 ÷ 0,015 м.

Dс. = 0,166 + 2(0,005 ÷ 0,015) = 0,176 ÷ 0,196 м.

5.3. Вибираємо діаметр долота для буріння під експлуатаційну колону – 190,5 мм.

Діаметр проміжної колони вибираємо виходячи з умов проходження через неї долота, прийнятого для буріння інтервалу 1200 – 2600 м. Вибираємо муфтову колону діаметром 219 мм.

Знаходимо необхідний діаметр свердловини під проміжну колону:

Dс. = 0,245 + 2(0,015 ÷ 0,025) = 0,275 ÷ 0,295 м.

Враховуючи кавернозність свердловини приймаємо долото діаметром 269,9 мм.

Діаметр муфтового кондуктора, виходячи з умови проходження через нього долота, дорівнює 298,5 мм.

Необхідний діаметр свердловини під кондуктор – 393,7 мм.

Згідно з правилами ведення бурових робіт в Україні, кондуктор, а так як свердловина пошукова. То проміжна і експлуатаційна колони повинні бути зацементовані по всій длині.

Література

1. Коцкулич Я.С., Кочкодан Я.М. Буріння нафтових і газових свердловин. – Коломия, 1999.

2. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. Справочное пособие: под ред. А. Г. Калинина. – М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2001. – 450 с.

3. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. – М.: Недра, 1977. – 303 с.


7167886499348914.html
7167913726429859.html
    PR.RU™