Выбор конструкции скважины
Конструкцию скважины характеризуют число спущенных в нее обсадных колонн, их диаметры и длина, диаметры ствола скважины под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования.
Количество колонн проектируется исходя из несовместимых условий бурения отдельных интервалов. Условия бурения в двух смежных зонах считаются несовместимыми в том случае, если при переходе из верхней зоны к бурению нижней требуется так изменить плотность промывочной жидкости, что это приведет либо к поглощению последней в один или несколько горизонтов верхней зоны, либо к интенсивным проявлениям пород в верхней зоне. Приступать к разбуриванию нижерасположенной зоны можно, если надежно изолировать предыдущую.
Для выбора числа колонн строим совмещенный график давлений в координатах глубина-эквивалент градиента давления. Для построения графика используем таблицу давлений по интервалам.
Для выбора числа колонн строим совмещенный график давлений в
координатах глубина-эквивалент градиента давления.
Для построения графика используем таблицу давлений по интервалам.
Определим эквиваленты градиентов давлений пластового и гидроразрыва.
(18)
где:
Kп-градиент пластового давления,
Pпл-пластовое давление,
H-глубина скважины
= 1
(19) где:
Kгр-градиент гидроразрыва пород,
Pгр-давление гидроразрыва,
H-глубина скважины, м
=2,2
Для остальных интервалов расчеты выполняем аналогично.
Результаты расчетов сводим в таблицу 13.
Таблица 9 – Давления и градиенты давления по интервалам бурения.
| Интервал | Pпл МПа | Ргр МПа | Кп | Кгр |
| 0-750 | 7, | 14,2 | 2,2 | |
| 750-965 | 9,65 | 19,3 | ||
| 965-1524 | 15,24 | 30,48 | 1,8 | |
| 1524-2140 | 21,4 | 42,8 | 1,6 | |
| 2140-2380 | 23,8 | 38,08 | 1,6 | |
| 2380-2710 | 27,26 | 45,21 | 1,6 | |
| 2710-3001 | 29,01 | 59,6 | 1.6 |
2. По данным таблицы строим совмещенный график давлений в координатах «глубина – эквивалент градиента давлений»:
| глубина | Эквиваленты градиентов давлений 0.96 1 1.6 2,2 | Конструкция скважины | |||||||||||||
     
|  
 750
 3001
|
Рисунок 1 – Совмещенный график давлений.
Выбираем диаметры долот и колонн.
1.Диаметр эксплуатационной колонны задается заказчиком
2.Определяем диаметр долота под эксплуатационную колонну
(20)
где Дмэк -диаметр муфты эксплуатационной колонны, мм (таб. 95) [6]
δ –зазор, мм (стр. 208) [6]
Принимаем ближайший размер долота по ГОСТ 20692-75 (таб. 3) [6]
3. Определяем диаметр кондуктора.
А) внутренний
(21)
Б) наружный по (таб. 95) [6]
По внутреннему диаметру кондуктора dк принимаем его внешний диаметр равным:
4.Определяем диаметр долота под кондуктор.
(22)
где Дм.к - диаметр муфты кондуктора, мм
Принимаем по ГОСТ 20692-75 диаметр долота под кондуктор:
Результаты расчета сводим в таблицу.
Учитывая опыт крепления скважин на данном месторождении, проектируем спуск хвостовика диаметром 114мм в интервале 2792-3001м.
Таблица 10 – Конструкция скважины
| Наименование. | Дкол, м | Ддол, м | Интервал спуска колонны, м | Интервал цементирования, м |
| Кондуктор | 0,245 | 0,311 | 0-750 | 0-750 |
| Эксплуатационная колонна | 0,168 | 0,219 | 0-2942 | 600-2942 |
| хвостовик | 0,114 | 0,146 | 2792-3001 | 2792-3001 |
Выбор типа промывочной жидкости
Буровой раствор - важнейший элемент в технологии бурения, который определяет стоимость, технико-экономические показатели, качество строительства скважин, механическую скорость проходки при минимальных затратах материалов и химических реагентов на приготовление и регулирование показателей и свойств.
Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции:
- полностью очищать забой от частиц, разбуриваемых пород;
- создавать давление, достаточное для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов в скважину, как в период бурения, так и при продолжительном прекращении промывки;
- удерживать частицы разрушенных или осыпавшихся пород и иные частицы твердой фазы во взвешенном состоянии при прекращении промывки и предотвращать осаждение их на забой;
- интенсивно охлаждать и хорошо смазывать трущиеся поверхности долот, забойных двигателей, бурильной колонны и других узлов оборудования;
- препятствовать проявлениям неустойчивости пород стенок скважины;
- передавать мощность от источника на дневной поверхности к забою;
- способствовать сохранению естественных коллекторских свойств продуктивных пластов в приствольной зоне скважины.
На Федоровском месторождении предлагаю использовать для бурения под кондуктор естественно наработанный глинистый раствор.
При бурении под эксплуатационную колонну предлагаю использовать естественно наработанный биополимерный раствор.
Выбор этого бурового раствора был произведен по следующим его преимуществам:
- высокая вязкость при низкой концентрации и скорости сдвига;
- устойчивость к влиянию ферментов, солей, кислот, оснований;
- устойчивость к изменениям ионной силы, температуры;
- постоянная высокая вязкость в широком диапазоне рН от 2 до 12;
- высокая псевдопластичность (при увеличении сдвигового усилия резко понижается вязкость, после снятия усилия начальная вязкость восстанавливается почти мгновенно);
- высокий модуль упругости;
Биополимер ксантановая смола (Fufeng, Фуфенг) является структурообразователем применяется как загуститель и взвешивающий реагент для буровых растворов;
формирует тиксотропные, густые неньютоновские растворы при низкой скорости сдвига, тем самым обеспечивая достаточную очистку скважины и предотвращает застой шлама в статичном состоянии; используется в качестве структурообразователя буровых растворов; оптимизирует реологические и фильтрационные свойства, повышает вязкость и несущую способность буровых растворов.
Преимущества:
- Быстро растворим в водной среде различной минерализации;
- Обладает уникальным реологическим профилем;
- Совместим со всеми применяемыми в буровых растворах реагентами.
Параметры бурового раствора приведены в таблице 16.