1.3 Ожидаемые осложнения и их характеристика

Ожидаемые осложнения и их характеристика приведены в таб. 1.5.

Таблица 1.5. Ожидаемые осложнения и их характеристика.

Интервал, м			Виды осложнения		Характеристика осложнения
От	До
0	700	Поглощение бурового раствора. Осыпи и обвалы стенок скважины. Прихваты бурильного инструмента		Неустойчивость породы.
700	1700	Осыпи и обвалы стенок скважины. Прихваты бурильного инструмента. Разжижение глинистого раствора.		Разбавление агрессивными водами.
1700	2700	Прихваты бурового инструмента. Сужение ствола скважины.		Разбухание глин.

2. Технологическая часть

2.1 Выбор и обоснование способов бурения

В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения используются следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

На основании этой информации в соответствии с [1] может быть выбран способ бурения по интервалам бурения и для скважины в целом.

Исходя из всестороннего и тщательного анализа передового опыта, и учитывая геологические условия бурения на Ватинском месторождении, принимается механический вращательный способ бурения с гидравлическим забойным двигателем. На Ватинском месторождении по ранее пробуренным скважинам установлено, что турбинный способ бурения более рациональный и экономичный.

Исходя из этого, в проектируемой скважине нет необходимости применять какой-либо другой способ бурения.

2.2 Конструкция и профиль проектной скважины

2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины

Основные параметры конструкций скважины - количество и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную колонну, а также высота подъема и качество тампонажного раствора за ними, обеспечение полноты вытеснения бурового раствора.

Разработка конструкции скважины базируется на следующих основных геологических и технико-экономических факторах:

а) геологические особенности залегания горных пород, их физико-механическая характеристика, наличие флюидосодержащих горизонтов, пластовые температуры и давления, а также давление гидроразрыва проходимых пород;

б) назначение и цель бурения скважины;

в) предполагаемый метод заканчивания скважины;

г) способ бурения скважины;

д) уровень организации, техники, технологии бурения и геологическая

изученность района буровых работ;

е) уровень квалификации буровой бригады и организация материально-

технического обеспечения;

ж) способы и техника освоения, эксплуатации и ремонта скважины.

Для выбора числа колонн и глубины их спуска используется график совмещенных давлений.

График совмещенных давлений приведен в таблице 2.1. Исходя из графика, несовместимых интервалов бурения нет; поэтому конструкция скважины будет состоять из кондуктора и эксплуатационной колонны.

Минимально необходимую глубину спуска кондуктора определяют из условия предотвращения гидроразрыва пласта при закрытом устье в случае выброса из продуктивного пласта

(2.1)

где: P_у – ожидаемое максимальное давление на устье во время

нефтепроявления и закрытия устья, МПа;

Р_пл – пластовое давление проявляющего горизонта, МПа;

L_кр – глубина кровли проявляющего горизонта, м;

С – градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.

При бурении под эксплуатационную колонну будут вскрыты пласты АВ_1-3, АВ_4-8, БВ_0-5, БВ_6-8, БВ_9-10, БВ_19-22, ЮВ_1-1. При этом пласт ЮВ_1-1 c l_кр=2460 м имеет большее пластовое давление, чем вышележащие пласты, Р_пл=251 кгс/см²; γ_н=0,84 г/см³.

Таблица 2.1. График совмещенных давлений

При нефтепроявлении из него и закрытом устье скважины устьевое внутреннее давление будет:

Р_у = Р_пл – 0,1*Р_ф*L,

где Р_пл - пластовое давление, кгс/см²;

Р_ф - плотность флюида, г/см³;

L- глубина кровли проявляющего пласта, м;

Ру=251- 0,1 *0,84*2460 = 45 кгс/см²;

Тогда минимально необходимая глубина спуска кондуктора будет равна:

(2.2)

где A_грп- градиент давления в предполагаемом интервале установки кондуктора, кгс/см² м;

= 726 м

Исходя из графика совмещенных давлений и расчета, выбираем конструкцию скважины:

1. 0-750м-кондуктор; служит для крепления верхней неустойчивой части разреза в скважине, для изоляции водоносных горизонтов, установки противовыбросового оборудования (превентор) и для подвески последующих колонн.

2. 0-2498м-эксплуатационная колонна; служит для разобщения продуктивных горизонтов, для создания циркуляционной связи (гидравлической) с эксплуатационным объектом (продуктивным пластом) и разобщения проницаемых пород.

Диаметр эксплуатационной колонны выбирается, исходя из предполагаемого дебита продуктивного горизонта. В данном случае, исходя из дебита 160м³/сут, диаметр эксплуатационной колонны будет равен 146мм. После выбора диаметра эксплуатационной колонны рассчитывается диаметр долота по формуле:

Д^экс_д=Д^экс_м+2δ, (2.3)

где Д^экс_д - диаметр муфт эксплуатационной колонны, Д^экс_д = 166мм;

δ -зазор между стенками скважины и эксплуатационной колонной,

δ= 5мм.

Тогда Д^экс_д =166+2*15=196 мм.

Принимаем ближайший больший диаметр долота, равный 215,9мм. По диаметру долота под эксплуатационную колонну, выбирается внутренний диаметр кондуктора по формуле:

Д^к_в=Д^экс_д+Δ (2.4)

где Δ - необходимый зазор для прохода долота в кондукторе, Δ =5мм.

Тогда Д^к_в = 215,9 + 5 = 220,9 мм.

Найдем наружный диаметр кондуктора по формуле:

Д^к_н=Д^к_в+2*в (2.5)

где в -максимальная толщина стенки кондуктора, мм.

Д^к_н=220,9+2*10=240,9мм.

Принимаем диаметр кондуктора 245мм. Найдем диаметр долота под кондуктор:

Д^к_д=245+2*10=285 мм.

Принимаем ближайший больший диаметр долота, равный 295,3мм. Согласно " Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности " (ПБ) кондуктор цементируется от башмака до устья, а эксплуатационная от башмака до уровня на 150м выше башмака предыдущей колонны. Все полученные данные сведены в таблицу.

Таблица 2.2

Наименование колонн.	Диаметр колонн.	Диаметр долота, мм.	Глубина спуска, м.	Интервал цементирования, м.
Кондуктор	245	295,3	750	0-750
Эксплуатационная	146	215,9	2498	600-2498