4.4. Порядок виконання роботи

1. Будуємо графік суміщених тисків.

2. З допомогою графіка суміщених тисків вибираємо конструкцію свердловини.

3. Визначаємо діаметр експлуатаційної колони.

4. Визначаємо діаметри наступних обсадних колон і доліт для буріння стовбура свердловини.

4.5. Розрахунок

Дані для проектування: Проектна глибина свердловини – 2640 м.

Проектний горизонт – турнейські відкладення нижнього карбону (С₁^t).

Призначення свердловини – пошукова.

Таблиця. – Геологічні дані про розріз k_a, k_п

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	1,0
kп	1,3	2,3	1,7	2,4	1,5	2,3

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

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:

P_z = P_пл.^. e^-s ,

де s = 0,034^.ρ_г . (z_пл. – z_x) / T_c ^. β_c ,

ρ_г = 0,6 – відносна густина газу;

z_x – намічена глибина спуску обсадної колони, м;

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

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

β_c = 1,07 – коефіцієнт зверхстискаємості газу.

s = 0,034^.0,6 . (2890– 1200) / 300 ^. 1,07 = 0,1074

Отже, P_z = 29,38^. e^-0,1074 =32,71МПа.

Визначимо відносний тиск по воді:

P_відн. = P_z / ρ_в ^. g ^. z_x = 32,71/ 1000^.9,81^.1200 = 2,78 МПа,

де ρ_в – густина води.

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

P_відн. < k_п

У нашому випадку k_п = 2,4, 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.

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:

D_с. = D_м. + 2Δ_к. ,

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

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

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

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 – 2640 м. Вибираємо муфтову колону діаметром 219 мм.

Знаходимо необхідний діаметр свердловини під проміжну колону:

D_с. = 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 довжині.

Список використаної літератури

1.Войтович А. Ф. Основи технології буріння та експлуатації нафтових та газових свердловин: Навчальний посібник. – Полтава: 2002. – С. 10 – 16; 16 – 18.

2.Коцкулич Я. С., Кочкодан Я. М. Буріння нафтових і газових свердловин. – Коломия: 1999. – С. 22 – 32; 41 – 51; 52 – 81.

3.Нафта і газ Прикарпаття: нариси історії. Науково-популярне видання / За ред. О. Калашникової та Р. Рейхерта. – Краків-Київ: Інститут нафти і газу; Наукова думка, 2004.– 572 с

4. Нафта і газ України / Гол. ред. М.П. Ковалко. – Київ: Наукова думка, 1997. – 384 с.

5.Полтавській нафті-50.Історія і сучасність:Ювілейний альманах/Відп.За випуск М.П.Козаченко.-Полтава,2001.

6.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.

7.Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: під ред. Ш. К. Гиматудинова. – Москва: Недра, 1978. – С. 15 – 18. (Гиматудинов – 1988. – С.4 – 7).

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

9. «Укрнафта»: подорож у часі і просторі. Історія і сьогодення ВАТ «Укрнафти», публіцистичне видання /Автор-упорядник П. Шевченко. – Київ: ВД “Лідер ХХІ століття”, 2008. – 245 с.