3.1. Выбор конструкции скважины.

Совмещенный график изменения градиентов давлений:

Рис. 2. Совмещенный график изменения градиентов давлений

Диаметры обсадных колонн и диаметры долот для бурения под них определяют с учетом литологии, профиля скважины и других факторов.

Ожидаемый дебит по нефти составляет 7 м³/сут., что соответствует диаметру эксплуатационной колонны 114 мм. Однако в связи с размерами применяемого оборудования и возможностью выполнения в скважине подземного и капитального ремонта в групповом проекте компанией-заказчиком задан диаметр эксплуатационной колонны =146 мм.

Определяется наибольший наружный диаметр эксплуатационной колонны (по муфте), диаметр долота для бурения под данную колонну по ГОСТ 632 - 80:

Таблица 13

Условный диаметр обсадной колонны, мм.	Наружный диаметр труб, мм.	Толщина стенки, мм.	Масса 1 м., кг.	Диаметр , мм
				муфт	долота
146	146,1	7,0	24,0	166,0	215,9.

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин (_н) для колонны диаметром 146 мм должна быть не менее 20-30 мм, тогда диаметр долота d_д должен быть не менее:

166,0+30,0=196,0 мм

По ГОСТ 20692-2003 принимается d_д=215,9мм, тогда радиальный зазор между стенкой скважины и эксплуатационной колонной (по муфте) составит 24,95мм.

Расчет кондуктора.

Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений.

Существует ряд методик для определения глубины спуска кондуктора, оборудованного противовыбросовым оборудованием. Наиболее приемлемой для практических расчетов считаем формулу (10) "Методика определения глубины спуска кондуктора или промежуточной колонны", cборник ISSN 0136-8877, СибНИИНП, 1980г. (стр.87). В отличии от других формул, в том числе формулы АзНИПИнефти, исходная информация для расчетов по формуле (10) является наиболее простой, достоверной и минимальной:

где: Ру- ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, кгс/см2;

Рпл- пластовое давление проявляющего горизонта, кгс/см2;

lкр- глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м;

С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.

При бурении под эксплуатационную колонну будут вскрыты нефтеносные пласты С2vr и С2b с коэффициентом аномальности пластовых давлений Ка=1,03-1,04.

Максимальное устьевое давление возникает при нефтепроявлении и закрытии устья из пласта С2b (худшие условия): ℓкр.=1220 м, Рпл.С2b =122 кгс/см2, н=0,874 гс/см3, Ка=1,04.

Ру = 122 - 0,1 х 0,874 х 1220  14 кгс/см2.

Тогда минимально необходимая глубина спуска кондуктора будет равна:

Глубина спуска кондуктора в проекте принята 510 м в соответствии с перекрытием неустойчивых пород.

Проверочный расчет глубины спуска кондуктора на условие предотвращения гидроразрыва пород у его башмака:

- давление гидроразрыва пород у башмака кондуктора будет:

Р= 0,146 х 510 = 73 кгс/см2;

- внутреннее давление у башмака кондуктора при возможном нефтепроявлении и закрытом устье будет:

Рв500= 122-0,1х0,874х(1170-510)  63 кгс/см2.

Запас прочности пород на гидроразрыв:

, что достаточоно.

Таблица 14

Размеры, мм. по ГОСТ 632 – 80.

Условный диаметр	Труба				Муфта
	Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Масса 1 м., кг.	Наружный диаметр		Длина	Масса, кг.
					Dн	Dс		Dн	Dс
324	323,9	9,5	304,9	73,6	351,0	-	218	26,1	-

Вычисление диаметра долота для бурения под направление:

_н = 39-45 мм для труб диаметром 324 – 426 мм.

d_д = d_м + 2_н = 351,0+39=390 мм.

Принимается d_д = 393,7 мм по ГОСТ 20692-2003.

Таблица 15

Конструкция скважины

Колонна (наименование)	Диаметр, мм		Глубина спуска колонны по вертикали, м	Интервалы цементирования (по вертикали), м
	колонны	долота
направление	324	393,7	30	0-30
кондуктор	245	295,3	510	0-510
эксплуатационная колонна	146	215,9	1220	0-1220