Строительство скважины 503 Ножовского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

СОДЕРЖАНИЕ

Глава 1. Геолого-техническая характеристика района буровых работ

1.1 Сведения о районе буровых работ

1.2 Основные проектные данные

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

1.4 Данные о давлениях, температурах в продуктивных пластах и давлениях ГРП пород

1.5 Возможные осложнения

1.5.1 Поглощения бурового раствора

1.5.2 Осыпи и обвалы стенок скважины

1.5.3 Газонефтеводопроявления

1.5.4 Прочие осложнения

1.6 Испытания продуктивных пластов (освоение скважины)

Глава 2. Технологический раздел

2.1 Выбор и обоснование конструкции скважины

2.2 Выбор и расчет профиля ННС

2.3 Проверочный расчет бурильной колонны на прочность

2.4 Расчет бурильной колонны на статическую прочность

2.5 Расчет бурильной колонны на изгибающие нагрузки

2.6 Выбор режимов бурения

2.7 Выбор буровой установки

Глава 3. Специальный вопрос «Выбор и обоснование режима бурения»

Заключение

Список литературы

1. ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА БУРОВЫХ РАБОТ

1.1 Сведения о районе буровых работ

Ножовское месторождение расположено в Частинском районе Пермского края на правом берегу Воткинского водохранилища в пределах водоохранных зон. Год введения месторождения в разработку: 1968. Среднегодовая температура воздуха: +1,5; наибольшая летняя: +35; наименьшая зимняя: -43. Среднегодовое количество осадков, мм - 518. Рельеф местности: Всхолмленная равнина. На данный момент месторождение разрабатывается компанией ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

буровой бурение скважина колонна

1.2 Основные проектные данные

№	Наименование	Значение
1	Номер района строительства скважины	17А
2	Номер скважины	503
3	Месторождение	Ножовское
4	Назначение скважины	Эксплуатация, добыча нефти
5	Проектный горизонт	Тиманский
6	Проектная глубина по вертикали,м	1558
7	Проектная глубина по стволу, м	2375
8	Число объектов освоения	1
9	Вид скважины	ННС с горизонтальным участком ствола
10	Проложение от устья до входа в продуктивный пласт,м	658
11	Максимальный зенитный угол,град	89,7
12	Максимальная интенсивность набора зенитного угла, град/10 м	До 5
13	Максимальная интенсивность снижения зенитного угла	До 1
14	Радиус круга допуска, м	50
15	Категория скважины	Вторая
16	Металлоемкость конструкции, кг/м	40,8
17	Способ бурения	Вращательный
18	Вид привода	Электрический
19	Вид монтажа	Передвижка
20	Тип буровой установки	БУ-ВЛБ2900/175ДЭП
21	Тип вышки	А-образная
22	Номер основного комплекта бурового оборудования	10
23	Тип установки для испытания	А-50
24	Максимальная масса колонны:обсадной бурильной	62,8 т 83,8 т
25	Продолжительность цикла строительства скважины, сут	80,5
26	В том числе: Строительно-монтажные работы, сут	6,3
	Подготовительные работы к бурению	0,9
	Бурение и крепление	59,2
	Освоение	12,5+1,6 ПЗР
27	Проектная скорость бурения, м/ст.месяц	1203

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение
По вертикали	По стволу	Название	Индекс
От(верх)	До(низ)	От(верх)	До(низ)		6
0	20	0	20	Четвертичные отложения	Q
20	512	20	537	Уфимский ярус
512	575	537	617	Кунгурский ярус
575	615	617	673	Артинский ярус
615	755	673	924	Самарский + ассельский ярусы
755	935	924	1173	Верхний карбон
935	995	1173	1245	Мячковский горизонт
995	1105	1245	1371	Подольский горизонт
1105	1162	1371	1437	Каширский горизонт
1162	1214	1437	1497	Верейский горизонт
1214	1284	1497	1578	Башкирский ярус
1284	1465	1578	1841	Серпуховский + В.Визейский ярусы
1465	1494	1841	1908	Тульский карбонатный горизонт
1494	1519	1908	1975	Тульский терригенный горизонт
1519	1533	1975	2017	Бобриковский + Радаевский горизонты
1533	1560	2017	2353	Турнейский ярус

1.4 Давления, температуры в продуктивных пластах и данные о давлениях гидроразрыва пород

Индекс стратиграфического подразделения	Глубина по ВНК, м	Пластовое давление, МПа	Источник получения данных	Температура в конце интервала
					Источник получения данных
1	2	4	5	6	7
	/-1075/	12.3	РФЗ	+28,6	РФЗ
C,t1(t)	/-1345/	15.7	РФЗ	+29,5	РФЗ
C,bb	/-1341/	16	РФЗ	+29,5	РФЗ

Примечания:

Пластовые давления даны по отметке ВНК

Градиент давления гидроразрыва пород ?P/100 м:

0-1000 м: a=2.6 МПа

>1000 м: а=2,34 Мпа

1.5 Возможные осложнения

1.5.1 Поглощения бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения,	Имеется ли потеря циркуляции, да/нет	Условия возникновения
	от(верх)	до(низ)
Q+	0	555	Частичные	нет	1.Наличие высокопроницаемых пород 2. Превышение давления в скважине над пластовым: H? 1200 м ? >1.5 МПа H? 1200 м ?>2.5-3.0 МПа
	1646	1904	Интенсивные	нет

1.5.2 Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д)
	от(верх)	до(низ)
Q+	0	555	1.Спуск направления,кондуктора, технической и эксплуатационной колонн 2. Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с показателями свойств, указанными в таблице 7.1 3. Проработка ствола в интервалах обвалообразований 4. Промывка многоцикловая 5. Установка цементного моста в процессе бурения не позднее, чем через 36 часов после вскрытия верейских терригенных отложений.
	1507	1566
;	1962	2042

1.5.3 Газонефтеводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид проявляемого флюида	Условия возникновения	Характер проявления
	от(верх)	до(низ)
	1566	1646	Нефть	При бурении с промывкой БР с отклонением от параметров, указанных в таблице или при снижении давления в скважине ниже пластового из-за отсутствия постоянного долива жидкости в скважину	Пленка нефти на БР
;	1962	2042
	2042	2375

1.5.4 Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид	Характеристика осложнения и условия возникновения
	от(верх)	до(низ)
; ;	610	1044	появление вод с	Понижение плотности БР ниже проектной на 5 %
; ;	1962	2375	Затяжки инструмента из-за шламонакопления по стволу скважины	Режим промывки меньше проектного. Невыполнение мероприятий по очистке ствола скважины.



1.6 Испытание продуктивных пластов (освоение скважины)

Индекс стратиграфического подразделения

Номер объекта (снизу вверх)

Интервал перфорации, м

Интервал установки цементного моста, м

Тип конструкции продуктивного забоя

Пласт фонтанирует (да/нет)

Ко-во режимов (штуцеров) для испытания, шт

Последовательный перечень операций вызова притока или освоения нагнетательной скважины

Опорожнение колонны при испытании

от(верх)

до(низ)

от(верх)

до(низ)

Максимальное снижение уровня, м

Плотность жидкости, г/см3

Cit

1

2126

2375

-

-

Открытый ствол

Да

При уровне 3

Соляно-кислотная обработка, свабирование

637

0,811



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор и обоснование конструкции скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность информации о числе обсадных колонн, их диаметрах, глубинах их спуска, интервалах цементирования, диаметрах долот для бурения под эти колонны и иногда дополнительной информации - толщине стенок ОК и группах прочности стали из которой сделаны эти колонны.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

- прочность и долговечность скважины как технического сооружения;

- проходку скважины до проектной глубины;

- возможность проведения геофизических исследований;

- достижение проектных режимов эксплуатации;

- максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа на поверхность;

- надежную изоляцию газо-нефте-водоносных горизонтов;

-разобщение несовместимых для одновременного бурения интервалов, а также продуктивных горизонтов, если их больше одного;

-осуществление надежных, долговечных каналов связи между продуктивными горизонтами и земной поверхностью;

-предотвращение возможных осложнений при строительстве скважины;

-возможность использования специального оборудования и инструмента при эксплуатации и ремонте скважины;

-минимум затрат на строительство;

-применение современных технологий серийно выпускаемого оборудования;

-отвечать требованиям охраны окружающей среды.

При проектировании скважины учитываются:

-горно-геологические залегания горных пород и их физико-механические свойства

-наличие горизонтов, имеющих флюид

-свойства флюидов, их состав, температура, давление

-давление гидроразрыва пород, которое пройдет скважина

На основании построений и теоретических знаний выберем 4 обсадных колонн: эксплуатационную колонну, техническую, кондуктор и направление.

Направление предусматривают с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении под направление, разобщения и предупреждения загрязнения верхних водоносных горизонтов. Глубину его спуска выберем 10 м.

Кондуктор предназначен для крепления неустойчивых стенок верхней части разреза скважины, предотвращения поглощений бурового раствора, перекрытия пресных водоносных горизонтов от загрязнения. Башмак кондуктора устанавливается в плотных, непроницаемых породах. Кондуктор спускается до глубины 90 м.

Техническая колонна предназначена для разобщения вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими, защиты водоносных горизонтов от загрязнения, предотвращения гидроразрыва пород при нефтегазопроявлениях и установки противовыбросного оборудования. Глубина спуска технической колонны уточняется из условий предотвращения разрыва горных пород у башмака при герметизации устья скважины в случае нефтегазопроявлений:

Принимаем глубину спуска технической колонны - 562 м.

Эксплуатационная колонна спускается для разобщения продуктивных горизонтов, обеспечения их раздельного испытания, освоения и эксплуатации. Главная ее функция - создание надежного долговечного канала связи продуктивного горизонта с земной поверхностью.

Глубина спуска эксплуатационной колонны 2126 м

Также в нашем случае имеется участок открытого ствола скважины в интервале 2126 -2375 м, обсадная колонна в нем не ставится.

1. Эксплуатационная колонна

Диаметр эксплуатационной колонны выбирается ориентировочно по величине ожидаемого дебита нефти или газа. В данном случае диаметр эксплуатационной колонны составляет 168 мм, тогда наружный диаметр соединительной муфты (Dмэк) для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 составит 188 мм. Зная диаметр эксплуатационной колонны, можем определить диаметр долота для бурения под эту эксплуатационную колонну:

Dд^эк = Dм^эк + 2д,

Dмэк - диаметр эксплуатационной колонны под муфту;

д - зазор между стенкой скважины и эксплуатационной колонной, принимаем равным 25 мм;

Dд^эк = 188 + 2 * 25 = 238 мм

Выбираем по ГОСТ 20692 - 75 диаметр долота Dд^эк = 215,9 мм.

2. Техническая колонна:

; ? =4-6 мм, -

; толщина стенки

; наружный диаметр муфты .

Расчетный диаметр долота для бурения под технологическую колонну:

;

зазор между муфтой технической колонны и стенкой скважины

Выбираем по ГОСТ 20692-80

3. Кондуктор:

; ? =4-6 мм,-

; толщина стенки

; наружный диаметр муфты .

Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:

;

зазор между муфтой кондуктора и стенкой скважины

Выбираем по ГОСТ 20692-80

4.Направление:

Шнековое долото

Dш=490 мм

Таким образом, согласно проведенным расчетам диаметры обсадных колонн и долот представлены в таблице:

№ пп	Наименование колонны	Диаметр колонны, ,мм	Глубина спуска, Нк,м	Высота подъема цемента за колонной, м	Диаметр долот,,мм
1	Направление	426	10	до устья	490
2	Кондуктор	324	90	до устья	393,7
3	Технологическая колонна	245	562	до устья	295,3
4	Эксплуатационная колонна	168	2126	до устья	215,9
5	Открытый ствол	146	2375	Нет	146

Направление

Необходим для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор, разобщения и предупреждения загрязнения водоносных горизонтов.

Кондуктор

Необходим для перекрытия верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции пресных водоносных горизонтов от загрязнения.

Техническая колонна

Необходим для разобщения вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими, защиты пресных водоносных горизонтов от загрязнения, предотвращения гидроразрыва пород при нефтегазопроявлениях и установки противовыбросового оборудования.

Эксплуатационная колонна

Для разобщения продуктивных горизонтов и изоляций их от других флюидосодержащих горизонтов, извлечения нефти на поверхность.



2.2 Выбор и расчет профиля наклонно-направленной скважины

1. Интервал 0-120 м. - условно вертикальный участок.

; а=0; А=0 м.

2. Интервал 120-562 м - набор зенитного угла (0-45,5)

7 м

3. Интервал 562-592 - набор зенитного угла (45,5-46)

м

4. Интервал 592-724 - набор зенитного угла (46 - 62,75)

5. Интервал 724-858 - участок условной стабилизации

6. Интервал 858-1504 - участок снижения угла (62,75 - 29)

7.Интервал 1504-1566 - участок снижения угла (29-27,2)

8.Интервал 1566-1962 - участок набора зенитного угла (27,2-63,6)

9.Интервал 1962-2007 - участок условной стабилизации

10.Интервал 2007-2126 - участок набора зенитного угла (63,6-82)

11.Интервал 2126-2131 - участок условной стабилизации

12. Интервал 2131-2148 - участок набора зенитного угла (82-89,8)

13.Интервал 2148-2375 - участок условной стабилизации

Выбор бурильной колонны

Расчет длины УБТ:

Для бурения на интервале 10-2126

=1,33(250000-2506*0,869-7,36**)/214*0,869=1242 м

==7,36*

Так как на данном интервале не требуется очень большая нагрузка на долото то выбираем длину УБТ равной 25 м

Для бурения на интервале 2126-2375 м

=1,33(250000-700*0,869-7,36**)/214*0,869=800 м

==7,36*

Так как на данном интервале не требуется очень большая нагрузка на долото то выбираем длину УБТ равной 9 м

2.3 Проверочный расчет бурильной колонны на прочность

Исходные данные:

Базовая колонна составлена бурильными трубами марки

ТБ ПК 127 x9.2 мм (класс прочности «Е», предел текучести 539 МПа)

1. Вес нижней части КНБК в буровом растворе

Компоновка (V)

Масса КНБК =8632 кг = 84 679 Н

Бурильные трубы: ТБ ПК 127 x 9,2 мм

Класс прочности Е (

2. Вес бурильной колонны в растворе

3. Гидравлическое растягивающее усилие от перепада давления на долоте

4. Общая растягивающая нагрузка в верхнем сечении

Сечение бурильной трубы (ПК 127 x 9,2 мм)

Запас прочности на разрыв

Труба достаточно прочна на разрыв.

2.4 Расчет бурильной колонны на статическую прочность

Расчет ниже представлен как пример решения (какие формулы применены, ход решения) для трех интервалов: стабилизации, набора зенитного угла, падения угла. Оставшиеся интервалы рассчитаны в программе Microsoft Excel ввиду большого их количества и экономии времени.

Исходные данные:

q= 31.22 кг/м

Коэффициент влияния сил сопротивлению движения в скважине к= 1,15

µ=0,3

g=9.81 м/с2

Сила перепада давления на долоте и ГЗД

Коэффициент облегчения = 0,852

Допускаемый запас прочности

Шифр бурильных труб ПК-127 x 9,2 Д

1. Интервал 2375-2148 - участок условной стабилизации

Вес нижележащей колонны:

2. Интервал 2148-2131 - участок набора зенитного угла

Функция набора зенитного угла

==0,5

Где =

Вес колонны

Определение запаса прочности:

Для групп прочности «Д» предел текучести = 372 МПа

; >

Cечение выдерживает

3. Интервал 1566-1504 - участок падения зенитного угла

l = 62 метра

Снижение угла от 29 до 27,2 градусов.

Функция спада зенитного угла

==0,5

Вес колонны

1,15*31,22*9,81*1973*(

Определение запаса прочности:



Сечение выдерживает

Вывод: бурильная колонна достаточно прочна на статическое воздействие

2.5 Расчет бурильной колонны на изгибающие нагрузки

Расчет ниже представлен как пример решения (какие формулы применены, ход решения) для одного интервала - самого первого. Оставшиеся интервалы рассчитаны в программе Microsoft Excel ввиду большого их количества и экономии времени.

На участках набора зенитного угла и его спада колонна находится в постоянно изогнутом состоянии. В теле бурильных труб, находящихся на искривленных участках с некоторыми радиусами R, возникают изгибные напряжения, которые определяются по формуле:

модуль Юнга E=2.06*10^11 Па

I и W- соответственно осевые моменты инерции и сопротивления выбранного сечения на искривленном участке.

Вычислим жесткость нашей бурильной трубы:

Вычисляем зазор



Интервал 120-562 м

R=556 м

Вычисляем критическую нагрузку:

Определяем осевой момент сопротивления сечения трубы

Находим изгибающие напряжения в теле трубы

Поправочный коэффициент

Наибольшее изгибное напряжение:

Определяем эквивалентное напряжение



t=0

Запас прочности

Сечение выдерживает

2.6 Выбор режимов бурения

1. Нагрузка на долото

1.2 Кондуктор:

Долото: III 393.7 7C-ЦГВУ

- допустимая нагрузка

- удельная нагрузка на квадратный миллиметр

1.3 Техническая колонна:

Долото: III 295,3 МС-ГВ

1.4 Эксплуатационная колонна:

Долото: III 215,9 ТЗ-ЦГВУ; III 215.9 HE -55(R-45)

* Интервал 562-1002 м

* Интервал 1002-2126 м

1.5 Открытый ствол:

Долото: III 146 СЗ ГАУ

2.Выбор частоты вращения долота

2.1 Кондуктор

- по рекомендуемой линейной скорости:

для долот типа С:

- по min допустимого времени контакта вооружения долота с горной породой:

c

- по стойкости опор

2.2 Направление:

- по рекомендуемой линейной скорости:

=

- по min допустимого времени контакта вооружения долота с горной породой:

c

- по стойкости опор

2.3 Техническая колонна:

- по рекомендуемой линейной скорости:

=

- по min допустимого времени контакта вооружения долота с горной породой:

c

- по стойкости опор

2.4 Эксплуатационная колонна

Интервал 562-1002 м

- по рекомендуемой линейной скорости:

=

- по min допустимого времени контакта вооружения долота с горной породой:



c

- по стойкости опор

Интервал 1002-2126

- по рекомендуемой линейной скорости:

=

- по min допустимого времени контакта вооружения долота с горной породой:

c

- по стойкости опор



2.5 Открытый ствол:

- по рекомендуемой линейной скорости:

=

- по min допустимого времени контакта вооружения долота с горной породой:

c

- по стойкости опор

Пересчет частоты вращения турбобура с технической воды на БР

Кондуктор и техническая колонна:

Эксплуатационная колонна:

На интервале 562-1002 м



*

На интервале 1002-2126 м

*

3. Выбор расхода промывочной жидкости

Расход промывочной жидкости выбирается из 2-х условий:

- Условие очистки забоя от шлама

- Условие подъема шлама в кольцевом пространстве

- необходимая скорость восходящего потока ПЖ

- площадь кольцевого пространства

3.1 Направление

3.2 Кондуктор

3.3 Техническая колонна

3.4 Эксплуатационная колонна

3.5 Открытый ствол

2.7 Выбор буровой установки

Тип буровой установки (БУ) выбирается с таким расчетом, чтобы вес наиболее тяжелой бурильной колонны в воздухе составлял не более 60% от допустимой нагрузки на крюке. Разрешается в процессе работы буровой установки при необходимости (спуск обсадной колонны, аварийные работы) доводить нагрузку на крюке до 90% от допустимой.

Определим максимальный вес, который может быть на крюке БУ:

1.Вес бурильной колонны (самой тяжелой компоновки):

2. Вес самой тяжелой обсадной колонны (эксплуатационная):

где: m - масса одного погонного метра i-ой секции обсадных труб;

l - длинна обсадных колонны;

Скважина бурилась установкой БУ-2900/175 ДЭП,для нее максимальная нагрузка на крюке составляет 1750 кН. Самой тяжелой является бурильная колонная. Проверим ее по условию:

Условие выполняется, установка пригодна для бурения данной скважины.

Технические характеристики буровой установки БУ-2900/175 ДЭП

Ротор: Р-650

Насос: УНБ-600 (2 шт)

Лебедка: Б1.02.30.000-01ПС

ПКР: ПКР-560

Кронблок: Б 94.10.00.000ПС

Превентор: ОП5-230-35х80

Вертлюг: УВ-250

Оснастка талей: 4х5

3. Специальный вопрос « Выбор и обоснование режима бурения »

Под режимом бурения понимается наиболее эффективное сочетание параметров, определяющих его скоростные и качественные показатели.

К параметрам режима бурения относятся осевое давление на долото, число оборотов долота в минуту и количество подаваемой на забой промывочной жидкости при высоком ее качестве. Правильное сочетание параметров режима бурения определяется типом долота, зависящим от крепости и абразивности пород и формы рабочей поверхности забойного инструмента, профилем и характером расположения зубьев у шарошечных долот, диаметром долот и бурильных труб, производительностью насосов, качеством и состоянием оборудования и инструмента.

Режим бурения также зависит от геологических условий, состава, состояния и свойств проходимых пород.

В основу выбора типов долот и режимов бурения положены:

а) механические свойства пород (твердость, пластичность, абразивность и др.);

б) литологический состав пород;

в) интервалы отбора керна и характеристика отбираемых пород по трудности отбора керна (сыпучие, рыхлые, крепкие и т.д.);

г) статистические показатели отработки долот по данной площади или соседним площадям.

Совокупность тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы и интенсивность износа долот и которыми можно оперативно управлять в период работы долота на забое, принято называть режимом бурения. А сами факторы - параметрами режима бурения. К ним относятся:

а) осевая нагрузка на долото;

б) частота вращения долота;

в) расход очистного агента (промывочной жидкости) в единицу времени.

Сочетание этих параметров, при которых обеспечивается получении наилучших показателей работы долота, называется оптимальным режимом бурения.

Осевая нагрузка на долото выбирается с учетом твердости породы, типа долота, его диаметра и технической возможности ее обеспечения. Частота вращения долота зависит от способа бурения, осевой нагрузки на долото, типа забойного двигателя.

Виды буровых растворов для бурения отдельных интервалов скважины выбираются в зависимости от состава горных пород, температуры, химического состава пластовых вод, характеристики продуктивных горизонтов, наличия и характера осложнений, с учетом опыта бурения скважин на Павловском месторождении, а также руководствуясь совмещенным графиком давлений.

Буровые растворы предназначены для выполнения следующих функций в процессе бурения:

- очистка забоя от частиц выбуренной породы и вынос их на поверхность потоком бурового раствора;

- охлаждение породоразрушающего инструмента.

В зависимости от состава буровые растворы могут выполнять ряд дополнительных функций:

- сохранять и повышать устойчивость стенок скважин;

- удерживать при прекращении циркуляции частицы выбуренных пород во взвешенном состоянии;

- способствовать разрушению горных пород на забое скважины;

- гасить вибрации и снижать трение бурового инструмента о стенки скважины;

- предотвращать поступление флюидов в ствол скважины;

- обеспечивать перенос энергии от насоса к забойному двигателю.

Кроме того, буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:

- приготавливаться из недорогих и нетоксичных материалов, не загрязнять окружающую среду;

- быть устойчивыми к действию минерализованных сред, снижать коррозию и абразивный износ инструмента и бурильной колонны;

- обладать тиксотропными свойствами, надежно закупоривать поры и трещины в слабонапорных горизонтах, а при вскрытии продуктивных горизонтов не ухудшить их коллекторских свойств.

3.1 Выбор режима бурения для направления:

Выбор способа бурения производится на основе опыта ранее пробуренных скважин на близлежащих месторождениях с учетом исходных данных (глубины бурения, профиля скважины, диаметров долот, типа породоразрушающего инструмента и бурового раствора)

Направление сложено четвертичными отложениями. Бурение данного участка производится роторным способом и шнековым долотом диаметром 490 мм. Осевой нагрузкой на данном участке является вес инструмента, т.к интервал сложен мягкими, легко разбуриваемыми породами и дополнительной нагрузки для обеспечения эффективного разбуривания не требуется. Частота вращения долота по расчетам составляет примерно 125-150 об/мин. Промывка буровым раствором не ведется.

3.2 Выбор режима бурения для кондуктора. (10-90 м.)

Данный интервал сложен в основном песчаниками и алевролитами, склонными к осыпям и поглощениям, поэтому применяется глинистый буровой раствор, обладающий свойством эффективно укреплять неустойчивые стенки скважины. Плотность раствора должна составлять 1,08 г/см3.

В качестве забойного двигателя используется турбобур 2ТСШ / ШОТР -240, обеспечивающий необходимую частоту вращения (n=63-87 об/мин). Для обеспечения работы турбобура подача насоса составлять не менее 45 л/с. В качестве осевой нагрузки применяется вес инструмента.

Породоразрушающим инструментом (ПРИ) является трехшарошечное долото 393,7 С-ЦВ.

3.3 Выбор режима бурения для технической колонны (90-562 м)

Интервал сложен песчаниками и алевролитами с вкраплениями аргиллита, в конце интервала также встречаются известняк и мергель. В качестве бурового раствора применяется глинистый раствор с плотностью 1.16 г/см3, т.к интервал склонен к осыпям и обвалам. Подача БР так же как и при бурении под кондуктор составляет 45 л/с.

Применяется забойный двигатель 2ТСШ / ШОТР -240, рекомендуемая частота вращения n=180-220 об/мин. Осевой нагрузкой является вес инструмента.

В качестве ПРИ в начале интервала было применено долото 295,3 МСГВ, после него было отработано три долота типа 295,3 СЗГВ.

3.4 Выбор режима бурения для эксплуатационной колонны. (562-2126)

Интервал сложен в основном известняками и доломитами.На участке 562-1392 применяется раствор ХНР с плотностью 1,13 г/см3. На интервале 1392-1912 применяется также ХНР, но утяжеленный(плотность 1,16 г/см3), для обеспечения бурения на репрессии, т.к имеются зоны где возможны ГНВП. На интервале 1912-2126 применяется высоковязкий раствор ББР ПМГ (с= 1160 кг/м3; УВ = 40-65 с; Пластическая вязкость: 15-25 МПа-с; ДНС: 100-180 дПа; Содержание KCl <25 г/л; Песок <1%; pH = 8-9.5) т.к скважина приближается и входит в продуктивный пласт и к буровому раствору применяются повышенные требования для того, чтобы не испортить коллекторские свойства горной породы (содержание песка, фильтрация и т.д). Производительность насоса должна составлять примерно 35 л/с ввиду сужения ствола скважины.

В качестве забойного двигателя на интервале 562-1002 применяется турбобур 2ТСШ-195 (ТШОТР-195) в совокупности с долотом III-215,9 ТЗ-ЦГВУ. На интервале 1002-2126 применяется ВЗД ДШОТР-195 (ДРУ-172) в компоновке с долотом III-215,9 HE-47MRS, которые показали высокие показатели проходки на соседних площадях и были применены при проводке и этой скважины. Осевая нагрузка на обоих интервалах не должна превышать 12-19 тонн. Частоту вращения рекомендуется держать в интервале 120-160 об/мин.

3.5 Выбор режима бурения горизонтального открытого ствола в продуктивном пласте (2126-2375).

Интервал сложен известняками.Т.к пласт продуктивный, то к буровому раствору применяются повышенные требования: Безглинистый раствор ББР-СКП (плотность - 1,1 г/см3, высокая вязкость, низкая фильтрация). Производительность насоса 14-16 л/с обеспечивает необходимый вынос шлама из горизонтального ствола.

Приводом является винтовой ЗД модели ДРЗ-120/ДР-120Р совместно с долотом 146 СЗ-ГАУ. Осевая нагрузка регулируется в пределах 8-10 тонн. Рекомендуемая частота вращения составляет 170-230 об/мин

3.6 Технико-технологические решения по углублению скважины

Учитывая длину и сложный профиль скважины при бурении необходимо применять трубы группы прочности «Е». Также необходимо следить за плотность БР во избежание ГНВП в интервалах 1392-2375 и обеспечения необходимого превышения забойного давления над пластовым.

Сложность представляет бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. В ходе проводки этого интервала используется безглинистый буровой раствор на основе полисахаридов (ББР-СКП), обеспечивающий сохранение коллекторских свойств нефтяного пласта и вымыв шлама в горизонтальном стволе, что трудно достичь маловязкими БР.

Для определения ориентации ПРИ в пласте используется непрерывный каротаж в процессе бурения (онлайн-каротаж) Logging Well Drilling (LWD - система) фирмы Weatherford совместно с компоновкой КНБК этой же фирмы.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Данное курсовое проектирование выполнено для рассмотрения строительства скважины 503 Ножовского месторождения. Была составлена Режимно-технологическая карта и разобран спец.вопрос «Выбор и обоснование режима бурения». В ходе проекта рассмотрены сложности и технические решения при проводке скважины в продуктивном пласте открытым стволом. Также был рассчитан профиль данной скважины и проведены необходимые расчеты на прочность, изгибающие нагрузки и сложно-напряженное состояние.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Булатов А. И. Тампонажные материалы, М.: Недра, 1987.- 279 с.

2. Иоганин К. В. Спутник буровика, Справочник -3-е издание, перераб. и дополн.- М.: Недра 1990.-303 с.

3. Гаджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. М.: Недра, 2000.- 487 с.

4. Долгих Л.Н. Расчеты крепления нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие; ПГТУ, 2006.- 87с.

5. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. 2 изд. - М.: Недра, 1988. - 358 с.

6. Осипов П.Ф. Расчет бурильных колонн изд-во ПГТУ, 2008. -93 с.

Размещено на Allbest.ru