Файл: Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород.doc

_.р  269,9  25  294,9 мм

По ГОСТ 20692-2003 определяем нормализованный диаметр, Дд.н.= 295,3 мм

3. Кондуктор

Определяем внутренний диаметр кондуктора

Дв.к  Дд.т.к (68) (3.8)

где	Дд.т.к – диаметр долота под техническую колонну, мм 2∆ - радиальный зазор между обсадной колонной и долотом, мм Дв.к  295,38  303,3 мм Определяем наружный диаметр кондуктора
	Дн..к  Дв.к  2	(3.9)
где	Дв.к – внутренний диаметр кондуктора, мм 2δ – толщина стенки колонны

---

Д_н..к  303.3 20  323,3 мм

По ГОСТ 632-80 определяем ближайший, Дн.к = 323,9 мм, Дм = 351 мм

Определяем расчетный диаметр долота под кондуктор

Дд  ДM  2 (3.10)

где dм – диаметр муфты кондуктора, dм = 351 мм; δ – разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны, 2δ =

40 мм

Д_д.р  35140  391 мм

По ГОСТ 20692-2003 определяем нормализованный диаметр, Дд.н.= 393,7

мм	4. Направление Определяем внутренний диаметр направления
	Дв.н  Дд.к (68)			(3.11)
где	Дд.к – диаметр долота под кондуктор, мм Дв.н  393,7 8  401,7 Определяем наружный диаметр направления
	Дн.н.  Дв .н2			(3.12)
где	Дв.т.к – внутренний диаметр направления, мм δ – толщина стенки колонны

Д_н.н.  401,7  210  421,7 мм

По ГОСТ 632-80 определяем ближайший, Дн.н = 426 мм, Дм = 451 мм

Определяем расчетный диаметр долота под направление

Дд  ДM.  2 (3.13)

где dм – диаметр муфты направления, dм = 451 мм;

∆ – разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны, 2∆ = 45 мм

Д_д.р  450  45  495мм

По ГОСТ 20692-75 принимаем ближайший стандартный диаметр породоразрушающего инструмента 508 мм Данные расчетов сведены в табл. 3.4

Таблица 3.4 - Общие сведения о конструкции скважины.

№ п/ п	Название колонны	Диаметр долота, мм	Интервал бурения, м		Диаметр колонны , мм	Глубина спуска, м	Интервал цементиро вания
			от	до
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Направление	508	0	150	426	150	До устья
2	Кондуктор	393,7	150	560	323,9	560	До устья
3	Промежуточная	295,3	560	1676	244,5	1676	До устья
4	Эксплуатационная	215,9	1676	1880	168,3	1880	До устья

---

1. 
   Направление диаметром 426 мм спускается на глубину 150 м с целью закрепления приустьевой части скважины от размыва буровым раствором, предотвращения поглощений и обрушения стенок скважины, а также для обеспечения циркуляции жидкости.
   
2. 
   Кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 560 и предназначен для разобщения верхних интервалов разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов и предохранения их от загрязнения, перекрытия возможных зон поглощения, монтажа противовыбросового оборудования.
   
3. 
   Промежуточная колонна диаметром 245 мм устанавливается от устья до глубины 1676 м с целью перекрытия трещиноватых, кавернозных пород и соленосных отложений в ангарской, бельской и усольской свитах, возможных газонефтеводопроявлений из продуктивных горизонтов этих свит, а также осинского горизонта с возможным АВПД. Башмак промежуточной колонны устанавливается в кровле тэтэрской свиты.
   

Принятая глубина спуска промежуточной колонны 1676 м обусловлена необходимостью полного перекрытия соленосных толщ, осинского горизонта с возможным АВПД и установкой башмака в плотных доломитах тэтэрской свиты.

4. 
   Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм устанавливается от устья до проектной глубины 1880 м с целью надежной изоляции продуктивных горизонтов и проведения их раздельного испытания.
   

4. 
   Технология процесса бурения скважины
   

1. 
   Способы бурения
   

Целесообразность применения того или иного способа бурения определяется геолого-техническими условиями. Основные требования к выбору способа бурения – необходимость обеспечения успешной проводки скважины с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов.

Способ и режим бурения скважины выбираются на основе данных особенностей геолого-технических условий проходки скважин на Даниловском НГКМ, с учетом наличия зон осложнений, поглощений промывочной жидкости, резко меняющихся литологических пачек пород, технологических особенностей силового и насосного оборудования.

Для бурения под направление и кондуктор используем роторный способ бурения. Под техническую колонну и эксплуатационную колонну будет использован роторно -винтовой способ бурения т.к. для обеспечения обеспечения высокой механической скорости бурения будет целесообразно применить винтовой забойный двигатель (ВЗД).

---

2. 
   Породоразрушающие инструменты
   

Размеры долот выбраны в соответствии с конструкцией скважины. Выбор типа долота производится по классификационной таблице парных соответствий средней категории твердости и абразивности буровых парод. Средние категории твердости и абразивности определяются, как средневзвешенные на мощность величины в интервалах совместимых условий бурения, которые являются интервалами разбуривания под соответствующие обсадные колонны.

Для выбора типа долота, необходимого для разбуривания пород с различными физико-механическими свойствами, следует определить средневзвешенное значение категорий твердости и абразивности пород в пределах выделенных пачек по следующей методике.

Средневзвешенная категория твердости горных пород определяется по формуле:

????̅ ????_????/????_???? (4.1)

где Ti категория твердости пород i-й разновидности; mi мощность i-го прослоя горной породы, м; М— мощность выделенной пачки, м.

Средневзвешенная категория абразивности определяется по формуле:

А̅ ????_????/????_???? (4.2)

где Ai - категория абразивности пород i-й разновидности Интервал 0-150 м. Интервал 560-1676 м.

Тср Тср



Аср Аср



Интервал 150-560 м. Интервал 1676-1880 м.

Т_ср Т_ср



А_ср А_ср



Зная средневзвешенные по толщине интервала категории твердости Тср и абразивности Аср выбираем тип долота. Выбор производится по диаграмме парных соответствий категорий твердости и абразивности классам буровых долот (диаграмма КТС), приведенной на (рис. 4.1).

---

Рисунок 4.1 - Классификационная таблица парных соответствий категорий твердости и абразивности пород типам шарошечных долот

Направление.

Разбуриваемые породы состоят из супесей, суглинков, алевролитов, мергелей, доломитов, твёрдости и абразивности данных пород соответствуют долота типа МС. Для бурения принимается долото Ш 508 МСЗ-ЦГВУ.

Кондуктор.

Разбуриваемые породы состоят из известняков, мергелей, алевролитов, доломитов, твёрдость и абразивность данных пород соответствует группе пород средней твёрдости и абразивности. Для бурения принимается долото Ш 393,7 СЦВ.

На интервалах бурения под техническую и эксплуатационную колонны 560-1676 м и 1676-1880 м принимаем использование долот PDC ОАО "Буринтех".

Техническая колонна

Разбуриваемые породы состоят из известняков и доломитов, твёрдость и абразивность данных пород соответствует группе пород средней твёрдости и абразивности. Для бурения скважины принимается долото БИТ 295,3 В 716 УСМ.382.

Эксплуатационная колонна

Разбуриваемые породы состоят из известняков, доломитов, мергелей и ранитов, твёрдость и абразивность данных пород соответствует твердым породам. Для бурения скважины принимается долото БИТ 215,9 В 716 УСМ.382.

В интервалах отбора керна 1626-1732 м и 1852-1862 м проектом предусматривается использование следующих бурильных головок: БИТ 215,9/100 В 613 УС.21.

В соответствии с физико-механическими свойствами, буримостью пород, промысловыми данными о различных типах долот, для бурения скважины принимаем типоразмеры долот, представленные в таблице 3.1.

Таблица 4.1 - Таблица выбранных типов долот при бурении под каждую колонну

п/п	№	Интервал бурения	Типоразмер долота
	1	0-150	Ш 508 МСЗ-ЦГВУ
	2	150-560	Ш 393,7 С-ЦВ
	3	560-1676	БИТ 295,3 В 716 УСМ.382
	4	1676-1880	БИТ 215,9В 716 УСМ.382

4.3 Параметровы режима бурения

---