2.3. Выбор интервалов цементирования

1. Направление, кондуктор цементируются на всю длину.

2. Эксплуатационная колонна цементируются с учетом перекрытия башмака кондуктора на высоту не менее 500 м – для газовых скважин.

2.4. Расчет диаметров скважины и обсадных колонн

Расчет диаметра эксплуатационной колонны и диаметра долота:

D_эк = 114,3 мм при учете свободного дебита 150000 м³/сут

D_м.эк = 133 мм учитывая минимальную допустимую разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны =15мм.

D_д = 133+15=148 мм выбираем PDC долото с D_д.эк = 152,4 мм.

Расчет диаметра кондуктора и диаметра долота под кондуктор:

Учитывая зазор для прохождения долота D_к.вн = 152,4+10=162,4 мм.

Выбираем обсадную трубу под кондуктор D_к = 177,8 мм.

=25 мм разность диаметров для данной трубы.

D_м.к = 194,5 мм.

D_д.к = 194,5+25=219,5 мм выбираем PDC долото с D_д.к = 220,7 мм.

Расчет диаметра направления и диаметра долота:

С учетом зазора D_н.вн = 220,7+10=230,7 мм.

Выбираем направление с D_н = 273,1 мм.

D_м.н = 298,5 мм.

=35 мм разность диаметров для данной трубы.

D_д.н = 298,5+35=333,5 мм выбираем Шарошечное долото с D_д.н = 349,5 мм.

Рис. 2.1. Конструкция скважины

3. Выбор типа и рецептуры промывочной жидкости

Выбор типа бурового раствора ставит целью:

• достижение такого соответствия свойств бурового раствора геолого-техническим условиям, при котором исключаются или сводятся к минимуму нарушение устойчивости пород и другие осложнения в процессе бурения;

• ограничение возможности возникновения необратимых процессов при вскрытии продуктивных пластов.

Основные типы буровых растворов, используемые для бурения в районах западной Сибири: бентонитовый; полимер - глинистый; ингибирующие; полимерный (инкапсулированный); KCL/полимерный (биополимерный).

По назначению все основные химические реагенты можно разделить на следующие классы: структурообразователи; понизители фильтрации; понизители вязкости; регуляторы щелочности (pH); ингибиторы; регуляторы термостойкости; пеногасители; эмульгаторы; смазочные добавки; понизители твердости горных пород; утяжелители; закупоривающие материалы; бактерициды; реагенты, связывающие ионы кальция; ингибиторы коррозии и нейтрализаторы; флокулянты; поверхностно-активные вещества (ПАВ); загустители.

Выбор бурового раствора в рамках курсового проекта должен быть основан на так называемой «щадящей» стратегии формирования призабойной зоны пласта, когда буровой раствор выбирается исходя из минимизации вредного воздействия на продуктивные горизонты. Для бурения остальных интервалов буровой раствор выбирается исходя из предупреждения возникновения основных осложнений при бурении и минимизации затрат на его приготовление.

3.1 Интервал бурения под направление

Бентонитовый буровой раствор предназначен для бурения верхней части разреза скважины, обычно представленной слабосцементированными песками, глинами и песчаниками (интервал под направление). Для бурения этих отложений требуется достаточно вязкий бентонитовый раствор с умеренной водоотдачей. Такой раствор в отложениях неустойчивых песков формирует стабилизирующую эти породы фильтрационную корку. Разбуриваемые глины и суглинки частично переходят в раствор, вызывая повышение вязкости и СНС, которые легко снижаются до нужных значений разбавлением водой.

Компонентный состав бентонитового раствора представлен в табл. 3.1.1

Таблица 3.1.1 - Компонентный состав бентонитового раствора

Наименование хим. реагента	Класс	Назначение	Концентрация, кг/м3
Каустическая сода	Регулятор щелочности (pH)	Регулирование щелочности среды	1,2
Глинопопрошок	Структурообразователь	Придание раствору тиксотропных свойств, снижение фильтратоотдачи	318

Данный раствор после приготовления обеспечивает технологические свойства, представленные в табл. 3.1.2.

Таблица 3.1.2 - Технологические свойства бентонитового раствора

Регламентируемые свойства	Значение
Плотность, г/см3	1,19
Условная вязкость, с	40
Содержание песка, %	< 2