1.                 Визначення конструкції геологорозвідувальної свердловини на вуглеводні

Конструкцією свердловини називається схема її улаштування, в якій вказуються зміна діаметрів буріння з глибиною, діаметри і глибини спуску колон обсадних труб, а також місця і способи тампонування.

Вихідними даними для вибору конструкції свердловини слугують фізико-механічні властивості порід геологічного розрізу і наявність зон можливих ускладнень, мета і спосіб буріння свердловини, її глибина, профіль і кінцевий діаметр.

Після вибору способу буріння проектують конструкцію свердловини знизу вверх у такому порядку:

1) вибирають кінцевий діаметр (залежить від функції свердловини та обладання, яке буде в неї спускатися);

2) залежно від гірничо-геологічних умов визначають місця переходу на більші діаметри та інтервали установки обсадних колон (для кріплення стінок свердловини);

3) визначають інтервали цементування обсадних колон;

4) враховуючи геологічні умови, довжини інтервалів буріння одним діаметром, довжини обсадних колон та інтервали цементування, вибирають діаметри буріння та обсадних колон.

Після визначення глибини свердловини, що відповідає меті її спорудження, вибирають кінцевий діаметр буріння. Разом з тим діаметри свердловини повинні забезпечити одержання якісної проби гірської породи в необхідній кількості, проведення комплексу намічених спостережень, досліджень тощо.

Для визначення конструкції геологорозвідувальної свердловини на першому етапі потрібно побудувати графіки суміщених тисків: градієнтів пластового тиску та тиску гідророзриву пласта. В місцях несумісних для буріння необхідно буде виконати спуск обсадних колон для кріплення стовбуру свердловини.

На основі геологічних даних, де вказані глибина свердловини Н та пластові тиски  Рпл і тиски гідророзриву пластів Ргр на цих глибинах, визначаються відповідно градієнти пластових тисків ∆пл (2.1) та градієнти тисків гідророзриву ∆гр пласта (2.2). Приклад визначених градієнтів тиску зведено в таблиці 2.1.

Варіанти вихідних даних для курсових проектів наведено в додатку 1 цих методичних вказівок.

Таблиця 2.1

Приклад розрахунку градієнтів пластового тиску та тиску гідророзриву пласта, підбору параметрів бурового розчину

З побудованого суміщеного графіка (рис. 2.1) градієнтів тисків наглядно видно, що в районі глибин 1300 і 4250 м з’являються зони з несумісними умовами буріння. Тобто градієнт пластового тиску показує яка повинна бути орієнтовно густина бурового розчину для утримання пластових флюїдів, а градієнт гідророзриву пласта показує ймовірність його поглинання.

Приклад підібраної конструкції свердловини в залежності від геологічних даних та глибини наведено на рис. 2.2.

Визначення глибин спуску обсадних колон та їх діаметрів

З метою попередження небажаних наслідків доцільно виконати ізоляцію вказаних інтервалів  шляхом спуску проміжних обсадних колон до глибин 1600 і 4400 м.

Діаметри проміжних колон залежать від діаметра пошукової, розвідувальної чи експлуатаційної колони. Діаметр пошукової та розвідувальної свердловин залежить від обладнання, яке буде спускатися в свердловину для випробування продуктивного пласта, відбору кернів, геофізичних досліджень тощо. Діаметр експлуатаційної свердловини залежить від її дебіту. Дуже часто за умови отримання притоку флюїдів в пошукових і розвідувальних свердловинах їх переводять в експлуатаційні. Тому діаметр свердловини приймемо із умов її переведення в експлуатаційну.

Рекомендовані діаметри експлуатаційних колон для газових свердловин наведено в таблиці 2.2 залежно від прогнозованих дебітів.

Рисунок 2.1. Суміщений графік тисків

Для прикладу прийнято, що дебіт експлуатаційної свердловини складає 110 тис.м³/добу. Тобто із таблиці 2.2 вибираємо зовнішній діаметр експлуатаційної колони 140 мм. Декілька збільшений діаметр зумовлено тим, що глибина свердловини (для прикладу) становить 5550 м і для проведення в подальшому спеціальних, наприклад ремонтних, робіт внутрішній діаметр колони повинен забезпечувати прохід спеціального інструменту. Тому прийнято максимальний діаметр експлуатаційної колони. Такий підхід дозволить в подальшому експлуатувати свердловину, але підвищує її вартість на етапі будівництва.

В даному прикладі при дебіті свердловини 110 тис.м³/добу. Діаметр долота 𝐷^𝑖 для буріння під i – ту колону визначається з урахуванням необхідного зазору ∆_к між стовбуром свердловини і діаметром муфти 𝑑_м обсадної колони. Така необхідність обумовлена нормальним проходженням колони по стовбуру свердловини та оптимальним заповненням зазору цементним розчином.

Рисунок 2.2. Приклад підібраної конструкції свердловини
(в залежності від побудованого графіку суміщених тисків)