3.5 Обоснование типовой конструкции скважин

Учитывая опыт проводки скважин в данном регионе, конкретные геологические условия и задачи, поставленные перед проектными скважинами, а также на основании расчетных совмещенных графиков давлений, настоящим проектом предусматривается следующая конструкция скважины 1.

Глубина спуска кондуктора определяется по формуле (2):

Н=(1,05∙L∙Ру)/(0,95∙d∙1-1.03∙(Рпл-Ру),

(2)

где Р_у – устьевое давление – 33,84 кгс/см²;

L – глубина кровли нижнего продуктивного горизонта – 3050 м;

d – градиент гидроразрыва пород в интервале спуска башмака кондуктора– 0,2 кг/см²/м;

Рпл – пластовое давление – 250 кгс/см².

Отсюда, Н равно 485 м.

Направление 426 мм спускается на глубину 70 м с целью четвертичных отложений. Кондуктор 244,5 мм спускается на глубину 485 м с целью перекрытия рыхлых неустойчивых отложений четвертичного возраста и палеогена. Башмак колонны устанавливается в плотных глинах талицкой свиты. Это обеспечит нормальную проводку скважины до проектной глубины, проведение в скважине полного комплекса промыслово-геофизических исследований, испытание на приток пластового флюида в процессе бурения.

Эксплуатационная колонна 145,3 мм спускается до забоя с подъемом цемента за колонной на 100 м выше башмака кондуктора согласно ''Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности'' (1998 г.) с целью испытания перспективных горизонтов. Глубина спуска эксплуатационной колонны в последующих скважинах определяется с учетом залегания нижнего продуктивного пласта. Сводные данные по конструкции первоочередных скважин приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 – Типовая конструкция скважин

Колонна	Диаметр, мм	Марка стали	Глубина спуска, м	Высота цем.кольца,м	Примечание
Направление	426	Д	70	До устья	-
Кондуктор	244,5	Д	485	до устья	-
Эксплуатационная	145,3	Д	3150	100	-

Для остальных скважин, бурение которых будет осуществляться в аналогичных геологических условиях, конструкция также предусматривается аналогичная: направление 426 мм спускается на глубину 70 м (цемент до устья), кондуктор 219 или 245 мм спускается на глубину 485 м (цемент до устья), эксплуатационная колонна 140 или 146 мм – до забоя с подъемом цемента на 100 м выше башмака кондуктора.

Совмещенный график давления представлен на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 – Совмещенный график давления

3.6 Оборудование устья скважин

После спуска кондуктора на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование. Ожидаемый пластовый флюид – газ, пластовое давление – в пределах гидростатического давления. Предусматривается превенторная установка ОПЗ-230/80-350 с ручным дистанционным и гидравлическим управлением. Рабочее давление 35 МПа, ожидаемое устьевое давление – 4 МПа, количество превенторов – 2, в т.ч. один - кольцевой (ПК). Кондуктор вместе с превенторомопрессовывается на герметичность давлением 90 кгс/см². Цементное кольцо опрессовывается на 12 кгс/см².

После окончания бурения при положительных результатах (выявление залежи нефти и газа), после спуска колонны, устье скважины оборудуется колонной головкой, фонтанной арматурой и противовыбросовым оборудованием.

Испытание эксплуатационной колонны и устьевого оборудования на герметичность производится согласно ''Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность'' (ВНИИТНефть, г. Томск, 1991 г.).

Ниже в таблице 6 приведены типы противовыбросового оборудования, устанавливаемого на устье скважины:

Таблица 3.5 – Типы противовыбросового оборудования

Тип (марка) противовыбросового оборудования	Рабочее давление, МПа	Ожидаемое устьевое давление, МПа	Количество превенторов, шт	Диаметр колонны, где устанавливается оборудование
Оборудование противовыбросовое ОПЗ-230/80-350	35	4	2	244,5
Оборудование для обвязки колонн ОКК1-210-146 × 245	21	4	1	146 ×244,5
АФКЗ-65×210	21	4	1	ОКК1-120-146 × 244,5
Оборудование противыбросовое ОП1-156/65-21	21	4	1	Нижняя крестовина ФА