2 Проектування конструкції свердловини

2.1 Визначення кількості обсадних колон і глибини їх спуску

Для визначення кількості обсадних колон будуєм суміщений графік зміни коефіцієнта аномальності та індексу тиску поглинання по глибині.

Коефіцієнт аномальності пластового тиску Ка визначається за формулою:

К = ; (2.1)

 - густина води, ;

z - глибина залягання пласта, м;

К = = 0,9

К в інших інтервалах розраховуються аналогічно і заносяться в таблицю 2.1

Індекс тиску поглинання К визначається за формулою:

К = ; (2.2)

В іншому випадку індекс тиску поглинання знаходиться за формулою

К= (2.3)

К(140)=0,83+0,66 0,9=1,42

К в інших інтервалах розраховуються аналогічно і заносяться в таблицю 2.1

Згідно даних (табл.2.1) будуємо суміщений графік зміни тисків (див.рис.2.1) в координатах “глибина - еквівалент градієнту тисків”.

Таблиця 2.1- Гірничо-геологічна характеристика розрізу свердловини.

Глибина, м	Характеристика тисків			Температура, С
	Р, МПа	К	К
140	1,24	0,9	1,42	27
500	4,72	0,96	1,46	34
550	5,22	0,97	1,5	34 40/1600 50/2020
880	8,5	0,98	1,5	40
1200	11,69	0,99	1,52	46
1630	16,11	1,01	1,54	54
2000	20,03	1,02	1,56	61 65/3000
2310	23,66	1,04	1,58	66
2450	25,28	1,05	1,61	69
2530	26,21	1,06	1,61	70
2650	27,6	1,06	1,64	72
2890	30,38	1,07	1,66	77
3090	32,7	1,08	1,69	80
3340	35,6	1,09	1,72	85
3400	32,45	0,97	1,53	85
3480	33,14	0,97	1,55	86
3520	33,92	0,98	1,57	88
3650	36,96	1,03	1,71	88
3670	39,42	1,1	1,79	91

Відносну густину промивальної рідини визначаємо згідно ЕТП за формулами:

₀  К_а К_р ; (2.6)

К_р - коефіцієнт резерву .Значення К_р приводяться в таблиці 2.2

Таблиця 2.2 - Значення коефіцієнта резерву та допустимої репресії на пласт.

Глибина інтервалу, м	до 1200	1200 - 2500	більше 2500
Коефіцієнт резерву, не більше	1,1  1,15	1,05  1,11	1,04  1,07
Допустима репресія, МПа не більше	1,5	2,5	3,5

Для продуктивного горизонту  визначпється:

  К + ; (2.7)

Р - статична репресія на продуктивний горизонт (див. табл. 2.2)

Визначимо значення _О для інтервалів:

Інтервал 0 - 140

  0,9 (1,1  1,15)=0,99 – 1,035

Так, як в даному інтервалі можливі ускладнення які пов`язані з частковими поглинаннямии, тому приймаємо = 1,12

Інтервал 140 – 2000м

  1,02 (1,05  1,1)=1,071  1,122

Враховуючи можливі ускладнення – поглинаня, каверно- і жолобоутворення, приймаємо _О = 1,56

Інтервал 2000 – 3340м

ρ₀ =1,09(1,04 – 1,07) =1,01336 – 1,1663

Так, як в даному інтервалі є часткові поглинання, тому приймаємо ρ₀=1,72

Інтервал 3340 - 3670 м

 1,1 + = 1,19

Для попередження можливих флюїдопроявлень при розкритті пластів з аномально-високими пластовими тисками, приймаємо = 1,19

Прийнята з врахуванням гірничо-геологічних умов буріння та гірничо-геологічної характеристики розрізу свердловини і побудови суміщеного графіку тисків (рис.2.1), проектноі глибини, конструкція свердловини і обгрунтування глибини спуску обсадних колон приведена в таблиці 2.3

Таблиця 2.3 - Кількість обсадних колон та глибина їх спуску

Найменування колон	Глибина спуску, м	Призначення колон
Направлення	5	Для попередження розмиву устя свердловини під час буріння під кондуктор,та направлення потоку промивальної рідини.
Кондуктор	140	Для перекриття відкладів антропогену, неогену, і палеогену, запобігання розмиву устя свердловини при подальшому бурінні, ізоляція горизонтів з прісними водами.
Проміжна	2000	Для перекриття відкладів крейди, юри та тріасу, схильних до осипань, обвалів, звужень ствола свердловини, утворення сальників та часткових поглинань, а також для герметизації устя свердловини проти викидним обладнанням.
Проміжна	3340	Для перекриття відкладів нижньої пермі, схильних до викривлення ствола свердловини, утворення жолобів, каверн і виступів, течії порід, а також для створення безпечних умов при розкритті нижче залягаючих продуктивних горизонтів.
Експлуатаційна	3670	Для перекриття та випробовування продуктивних горизонтів. Встановлення обладнання для герметизації устя, а такаж є каналом для транспортування з продуктивного пласта газу на денну поверхню.