Выбор и расчет профиля скважины

Основой проектирования предварительного варианта конструкции скважины, является выделение в геологическом разрезе условий несовместимости. Установление зон несовместимых условий бурения определяется по методике профессора Булатова А.И., на основе построения совмещенного графика изменения пластового давления и давления гидроразрыва в координатах глубина скважины, эквивалент градиента давления.

Значения пластового давления и давления гидроразрыва представлены в таблице 7.

Таблица 7- Давления в скважине

Глубина, м	Литологическая характеристика пород	Давление, МПа	Характеристика давления пластового и гидроразрыва	Конструкция скважины
Пластовое	Гидроразрыва	Эквивалент давлений Рпл, Ргр

Коэффициент аномальности; Коэффициент репрессии; Плотность бурового раствора, г/см³; Интервал цементирования обсадных колонн.

Рисунок 2- Совмещенный график давлений для выбора конструкции скважины

Направление-первая колонна труб, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Направление спускают в скважину и цементируют на всю длину.

Кондуктор-колонна обсадных труб, предназначенная для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн.

Промежуточная обсадная колонна служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин.

Эксплуатационная колонна - последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и испытание.

Выбор плотности промывочной жидкости по интервалам бурения.

Таблица 8 - Плотность промывочной жидкости по интервалам бурения

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется п.2.7.3.2-2.7.3.7 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03.

Интервалы бурения под направление (0-60 м), под кондуктор (0-370 м); под промежуточную колонну (0-1641м), под эксплуатационную колонну (0-2000 м) являются интервалами совместимых условий бурения (глубины приведены по вертикали).

Для интервала от 0 до 1200м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в интервале 0 - 370 м (четвертичные, триасовые, пермско-каменноугольные отложения ниже гидростатического на 10%. (К_а=0, 90).

Плотность бурового раствора в интервале 0-45 м (интервал бурения под направление) и 45-370 (интервал бурения под кондуктор) должна быть не менее 1, 06 г/см³. При этом п.2.7.3.3 допускает превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см². С целью обеспечения устойчивости стенок скважины проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор - 1, 06-1, 08 г/см³ и 1, 10-1, 12 г/см³ соответственно.

Для интервалов бурения от 1200 м до проектной глубины превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением должно составлять не менее 5%, но превышение не должно быть более 25-30 кгс/см².

В интервале 545 - 1780 м (ангарская, булайская, бельская, усольская свиты) К_а=0, 92 - 1, 02, в интервале 1780 - 2000 м (подошва усольской свиты, тэтэрская, собинская, катангская, тирская, непская свиты и отложения фундамента) К_а=1, 04 - 0, 92. Для бурения под промежуточную колонну принята плотность раствора 1, 22-1, 24 г/см³; под эксплуатационную колонну - 1, 12 г/см³.

Плотность бурового раствора выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождении и регионе в целом, а так же требований п.п. 2.7.3.1 - 2.7.3.5 Правил безопасности ПБ 08-624-03.

Параметры раствора для бурения проектной скважины выбирались исходя из горно-геологических условий вскрываемого проектного разреза, ожидаемых осложнений и пластовых давлений, в соответствии с п. 2.7.3 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», Москва, 2003 г. ПБ 08-624-03.

Запас бурового раствора на поверхности, а так же материалов и химреагентов, выбирается исходя из правил техники безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.

Исходя из сложных геолого-технических условий бурения, а также для качественного вскрытия продуктивных горизонтов особые требования предъявляются к контролю параметров промывочных жидкости. Используется 2-х уровневый контроль параметров: постоянный - на буровой и периодический - с взятием проб раствора на буровой и анализом их в лабораторных условиях каждые 100 м проходки при бурении под эксплуатационную колонну.

Диаметры обсадных труб и буровых долот для разбуривания интервалов под обсадные колонны определяются по следующей методике:

Принимаем диаметр эксплуатационной колонны. По требованию заказчика диаметр эксплуатационной колонны равен:

d_эк=168, 0 мм

Определяется диаметр долота для разбуривания интервала под эксплуатационную колонну

, (1)

где диаметр муфты эксплуатационной колонны, = 0, 188м;

радиальный зазор.

Принимается диаметр долота 0, 2159 м.

Диаметры последующих колонн определяем по следующей методике:.

Определение внутреннего диаметра промежуточной колонны.

(2)

Определение наружного диаметра промежуточной колонны.

, (3)

Выбираем стандартный диаметр обсадных труб.

d=0, 245м=245мм

(4)

где диаметр муфты промежуточной колонны; = 0, 2699м,

толщина стенки трубы,

Выбираем стандартное долото

D=295, 3

Определение внутреннего диаметра кондуктора.

(5)

Определение наружного диаметра кондуктора.

, (6)

Где толщина стенки трубы,

Выбираем стандартный диаметр обсадных труб.

d=324

dмк=351, 0

Определение диаметра долота для разбуривания под кондуктор.

, (7)

Выбираем стандартное долото.

D=393, 7

Определение параметров направления.

Определение внутреннего диаметра направления.

(8)

Определение наружного диаметра направления.

, (9)

Где толщина стенки трубы,

Выбираем стандартный диаметр обсадных труб.

d=426

dмн=451

Выбираем стандартное долото.

D =490

Таблица 9- Конструкция скважины