Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

ТЕМА: «Проектирование технологии бурения наклонно - направленной скважины глубиной 1815м на пашийский горизонт со смещением забоя относительно устья на 527м на Карамалинской площади»

Содержание

Введение

1. Исходные данные для проектирования

2. Общие сведения о районе буровых работ

3. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайшее пятилетие

4. Основные сведения о геологическом строении месторождения, газонефтеводоносности, степени геологической изученности, горно - геологических условиях бурения скважин

5. УНИРС

6. Обоснование и расчет профиля проектной скважины

7. Обоснование выбора типа промывочной жидкости и свойств ее для бурения различных интервалов проектной скважины

8. Обоснование выбора способов бурения по интервалам глубин, разработка режима бурения проектной скважины и выбор гаммы долот (и колонковых снарядов)

9. Выбор и расчет компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов

10. Обоснование выбора реагентов для химической обработки и материалов для приготовления и регулирования свойств промывочной жидкости

11. Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам глубины

12. Обоснования выбора оборудования для бурения проектной скважины и разработка плана размещения его и обвязки

13. Обоснование выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения оси скважины, свойств промывочной жидкости и состояния скважины

14. Безопасность производственной деятельности

15. Вопросы гражданской обороны объекта

16. Экономическая оценка работы

Заключение

Список использованных источников

Введение

Нефтяная промышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства, так как нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на экономическое развитие страны. Поэтому темпам развития нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание, особенно в последнее время. В этих условиях все усилия направлены как на освоение новых нефтяных месторождений, так и на интенсификацию разработки эксплуатируемых месторождений, повышение нефтеотдачи пластов, комплексную механизацию и автоматизацию добычи нефти. буровой колонна муфта предприятие

Завершающим и ответственным этапом бурения скважины является цементирование обсадной колонны с сохранением проницаемости призабойной зоны. В интересах защиты недр пространство за обсадными трубами должно быть заполнено качественным цементным раствором до самого устья. Раствор закачивают в обсадные трубы и водой выдавливают в заколонное пространство, создавая высокие давления. Только тогда цементный камень получается однородным, прочным, хорошо приставшим к стенкам скважины. Тем самым предотвращаются перетоки воды, нефти и газа из высоконапорных пластов в низконапорные и на земную поверхность. Однако закачиваемый под большим давлением цементный раствор проникает в продуктивный пласт, затрудняя в будущем приток нефти. В какой то мере давление закачки можно уменьшить, применяя добавки к цементному раствору, снижающие его плотность и вязкость. Все же наиболее радикальным способом защиты продуктивного пласта и самих обсадных труб является ступенчатое цементирование, когда нижняя и верхняя части обсадной колонны цементируются отдельно. Известны разные устройства для осуществления такого процесса: заколонные пакеры, муфты ступенчатого цементирования, специальные цементировочные пробки и др. Однако, они сложны по конструкции и потому недостаточно надежны. Кроме того, имеют ряд недостатков: необеспечение полного прохода обсадной колонны (уменьшение внутреннего диаметра); зависимость работы от зенитного угла ствола скважины; невысокая точность открытия циркуляционных отверстий при заданном давлении; ненадежность закрытия циркуляционных отверстий; большой объем разбуриваемых элементов; увеличение затрат времени на цементирование 2й ступени; дороговизна.

Цель данного проекта состоит в повышении качества и уменьшении себестоимости строительства скважин на старой площади.

Применение муфты ступенчатого цементирования МСЦ - Б, разработанной Азнакаевским УБР, позволяет уменьшить затраты на цементирование затрубного пространства за эксплуатационной колонной, повысить уровень сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, поднять цементный раствор до устья, исключая при этом возможность гидроразрыва пласта. Муфта изготавливается так, что её конструктивные особенности дают возможность проводить вторую ступень цементирования без разрыва во времени между первой и второй ступенями цементирования.

1. Исходные данные для проектирования

Таблица 1.1

№ пп	Наименование	Значение
1	2	3
1	Номер скважины	14871
2	Месторождение, площадь, залежь	Ромашк.,С-Альметьевская
3	Альтитуда земли, м	140
4	Альтитуда ротора, м (информ.предоставляет УБР)	144
5	Проектный горизонт	Д - 0 Кыновские
6	Назначение скважины	Эксплуатация
7	Объект эксплуатации
7.1.	ДIV
7.2.	ДIII
7.3.	ДII
7.4.	ДI (а,б, в, г, д)
7.5.	Д0	Да
7.6.	Дsm,md
7.7.	Дdl
7.8.	Czv
7.9.	Cup
7.10.	Cchr
7.11.	Ckz
7.12.	Cbb
7.13.	Ctul
7.14.	Cser
7.15.	Cbs
7.16.	Cver
7.17.	Cks
8	Возвратные горизонты
8.1.	ДIV
8.2.	ДIII
8.3.	ДII
8.4.	ДI (а,б, в, г, д)
8.5.	Д0
8.6.	Дsm,md
8.7.	Дdl
8.8.	Czv
1	2	3
8.9.	Cup
8.10.	Cchr
8.11.	Ckz
8.12.	Cbb	Да
8.13.	Ctul
8.14.	Cser
8.15.	Cbs
8.16.	Cver
8.17.	Cks
9	Вид скважины (вертикальная, наклонно-направленная, горизонтальная, горизонтально-разветвленная)	наклонно - направленная
10	Тип буровой установки	БУ-2900ЭП-175
11	Тип циркуляционной системы	закрыто - желобная
11.1	Земляные амбары с указанием гидроизоляции	шламовый забетонированный
11.2	Металлическая емкостная система	да
11.3	Вибросито	да
11.4	Гидроциклон	да
11.5	Илоотделитель
12	Вид монтажа буровой установки (первичный, повторный, передвижка)	первичный
13	Абсолютная отметка кровли базисного продуктивного пласта, м	-1429
14	Пласт-е давлен. базисного горизонта по пластам, МПа	12,5
15	Абсолютная отметка проектного забоя, м	-1450
16	Смещение на кровлю базисного продуктивного пласта, м	527
17	Азимут бурения , град	258є49'
18	Допустимый радиус круга допуска, м	50
19	Координаты устья:
	Х(север-юг), м
	Y(север-юг), м
20	Координаты забоя:
	X(север-юг), м
	Y(север-юг), м
1	2	3
21	Для горизонтальной скважины:
	- смещение на точку входа в продуктивный пласт, м
	- протяженность ствола по продуктивному пласту м
	(для многоствольной координаты забоев:
	X(север-юг), м
	Y(север-юг), м)
22	Тип внутрискважинного оборудования (ШГН, ЭЦН, винтовой насос)	ШГН
23	Глубина установки внутрискважинного оборудован., м	1200
24	Освоение скважины (буровая бригада с БУ, бригада освоения с подъемного агрегата)	бригада освоения с подъемного агрегата
25	Задание по отбору керна	Тип снаряда
		Недра	Кембрий
25.1	Горизонт	нет	нет
25.2	Интервал, м
26	Задание по отбору образцов пород СКО	нет
26.1	Горизонт
26.2	Интервал, м
26.3	Количество, шт
27	Задание по испытанию пластов КИИ	нет
27.1	Горизонт
27.2	Интервал, м
27.3	Количество, об.
28	Геофизические исследования ГИС (интервал, м; объем)
28.1	Исследования перед спуском кондуктора	да
28.2	Исследование зон осложнений	да
28.3	Привязочный каротаж	да
28.4	Инклинометрия	через 10 м
28.5	Обязательный комплекс ГИС (категория)	2 кат.
28.6	Дополнительные исследования (открытый ствол)
28.7	Цементометрия колонн	АКЦ,СГДТ,ГГК
28.8	Дополнительные исследования (в экспл. колонне)	-
28.9	Дополнительно
1	2	3
29	Задание по геолого-технологическим исследован.
	Смотри приложение №4
29.1	ГТН (интервалы, м; горизонты )
29.2	Геологические исследования (интервалы, м; гориз-ты)	-
30	Размещение скважины (индивидуальное, кустовое)	кустовое

2. Общие сведения о районе буровых работ

Таблица 2.1 Сведения о районе буровых работ

Наименование	Значение (текст, название, величина)
1	2
Месторождение	Ромашкинское
Площадь	Северо-Альметьевская
Административное расположение	Татарстан
Район	Альметьевский
Температура воздуха, 0С § среднегодовая § наибольшая летняя § наименьшая зимняя	-1,9 +3 +30 +35 -40 -45
Среднегодовое количество осадков	450
Максимальная глубина промерзания грунта, м	до 1,5
Продолжительность отопительного периода в году, сут	222
Продолжительность зимнего периода в году, сут	161
Азимут преобладающего направления ветра, град	Ю-В, З и Ю-З
Наибольшая скорость ветра, м/с	15-22

Таблица 2.2 Сведения о площадке строительства буровой

Наименование	Значение (текст, название, величина)
1	2
Рельеф местности	равнинный и холмистый
Состояние местности	незаболоченная
Толщина, см: § снежного покрова; § почвенного слоя	50-100 25-30
Растительный покров	зона лесостепи
Категория грунта	1,2

Таблица 2.3 Источник и характеристики водо- и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов

Название вида снабжения	Источник снабжения	Расстояние от источника до буровой, км	Характеристика снабжения
1	2	3	4
Теплоснабжение	ЭПВА-71 (2 шт.)	-	-
Связь	мобильный	-	-
Водоснабжение	централизованное	0,3	Водопровод
Энергоснабжение	ЛЭП	0,33	3-х проводная

Административно рассматриваевамая территория расположена на Юго-востоке Татарстана в пределах Альметьевского, Лениногорского районов. На территории расположены города: Альметьевск, Лениногорск, населенные пункты: Новое и Старое Кузайкино и др. На расстоянии 40 - 60 км от нее находятся г.г. Бугульма, Лениногорск.

Район месторождения покрыт сетью шоссейных и грунтовых дорог, через которые могут выполняться круглогодичные грузовые перевозки с выходом на шоссейные дороги федерального значения. По ним же могут осуществляться транспортная связь с железнодорожными станциями г.г. Альметьевск, Бугульма, Набережные Челны и аэропортами.

Буровые работы будут производиться силами филиала ОАО «Татнефть-Бурение» Альметьевским УБР, база которого расположена в городе Альметьевск. Транспортировка грузов и персонала бригад будет осуществляться вахтовым транспортом. Рабочие вышкомонтажной и буровой бригад работают по графику смены вахт через 15 дней при 12 часовом рабочем дне. Для проживания на буровой будут установлены жилые вагончики из расчета нахождения на буровой одновременно двух вахт. Снабжение проектируемой скважины технической водой будет производиться через водопровод длинной 300 м. энергоснабжение проектируемой скважины будет осуществляться от ЛЭП 3-х проводной.

Для района характерен довольно пересеченный холмистый рельеф с наличием ассиметричных широких плато, перемежающихся относительно глубокими долинами. Климат района резко континентальный: холодная зима с сильными ветрами, с промерзанием почвы до 1,5 м и теплое лето. Средняя температура зимних месяцев -10,7⁰ч-14,5⁰ С, летних +18,5⁰ч+19,5⁰ С. Среднее атмосферное давление 730 - 735 мм.рт.ст.

3. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайшее пятилетие

Альметьевское УБР за 25 лет (1981 -2006гг).

За 25 лет жизни нашего предприятия произошли значительные перемены в структуре, технологии, вооружении и системы управления.

Произошло объединение УБР Татарстана под общим управлением головного предприятия - Татнефть - Бурение.

Произошла структуризация предприятия по сервисным компаниям:

· ВМЦ;

· Долота;

· Турбобуры;

· Растворы.

Произошло разграничение полномочий и ответственности между НГДУ и УБР.

За эти годы модернизировались буровые блоки и бурение скважин с блоков БУ-75БрЭ постепенно переходит на более новые буровые блоки: БУ-1600/100 ЭУ; БУ-2500/160 ЭП; БУ-2900/175 ЭП2; БУ-2000/125 ЭБМ.

Для более эффективной работы с борьбой с осложнениями внедрены профильные перекрыватели с новым модернизированным инструментом для его спуска.

Для скважин с особым свойством поглощений применяются ПДМ, муфта ступенчатого цементирования, УМЦ.

Для повышения скорости бурения и качественной отработки долот начали применяться З - х ступенчатые системы очистки «Бранд».

Для более качественного вскрытия продуктивного пласта, т.е. для повышения нефтеотдачи пласта для скважин с различными геологическими условиями начали применять скважины различных конструкций:

· Открытый ствол;

· Бурение на депрессии;

· Горизонтальное бурение с применением системы замеров во время бурения МУВ-172М;

· Многоствольные скважины.

Все технико-экономические показатели, характеризующие работу управления в отчетном году приведены в соответствующих таблицах.

В 2005 году Альметьевским УБР пробурено 238144 метра горных пород, сдано в эксплуатацию 177 скважин. Выполнение плана составило 100,5 % - по проходке и 102,9 % - по сдаче. По скважинам Татнефти проходка составила 149,1тыс.метров, сдано в эксплуатацию 109 скважин, в результате чего выполнение плана по проходке составило 100,4 %, по сдаче 102,8 %. Для совместных предприятий набурено 89,0 тыс. метров горных пород, сдано 68 скважин, выполнение плана 100,7 % и 103,0 % соответственно.

Коммерческая скорость по традиционному бурению выросла на 2,7 % и составила 1244 м/ст-мес. При этом тяжесть бурения осталась по-прежнему серьезной (на уровне предыдущего года). Структура бурящихся скважин за 2005 и 2004 годы выглядит следующим образом:

Таблица 3.1

	2004г.	2005 г.	Отклонение %
1	2	3	4
доля девонских скважин	31%	29%	- 6,4%
доля угленосных скважин	69%	71%	+2,9%
бурение городских скважин	27821 м	15438 м	Снижение на 44,5%
бурение горизонт. скважин	31799 м	29058 м	Снижение на 8,7 %
Бурение МЗС	5318м	6716м	+26%
Бурение залежи 301-303	15344м	24635м	+61%
в т.ч. по горизонтальным скважинам	8005м	10758м	+34%
Разведка	10705 м	18680 м	+74,5%
Бурение скважин на депрессии	9скв.	18 скв	Рост в 2 раза
	/376м	/2447м	Рост в 6,5 раза

Показатель проходки на долото (без отбора керна) максимальный в бригадах Вафина - 292,8 м/дол, Галаева - 280,2 м/дол, Закиева - 256,0 м/дол.

В отчетном году была допущена 61 авария, время на ликвидацию которых составило 3267 часов. По вине исполнителей работ произошла 21 авария, на ликвидацию которых затрачено времени - 559 час, средств - 700 тыс.руб. Нарушители производственной дисциплины, допустившие аварии, наказаны. 2708 часов затрачено на ликвидацию аварий по независящим от исполнителей причинам. В том числе 1038 часов (38%) - аварии по причине изношенности бурового инструмента. Всего на ликвидацию аварий Альметьевским УБР направлено почти 6 млн.руб. Так что серьезным резервом снижения затрат является недопущение аварий и брака при бурении скважин.

В 2005году произошло снижение времени на исправление брака при строительстве скважин. Так на исправление брака в прошедшем 2005 году было затрачено в 1,5 раза меньше времени, чем в предыдущем 2004 году. За истекший год было допущено 9 случаев брака, на исправление которых было затрачено 804 часа и 800 тыс.руб.

Количество буровых бригад в работе Альметьевскому УБР за 2005 год составило 18,1, в том числе 16,4 - в традиционном бурении и 1,7 - в депрессии.

Сравнение основных показателей работы цехов бурения выглядит

следующим образом:

Таблица 3.2

	ЦБ-1	ЦБ-2	ЦБ-3
1	2	3	4
Общая проходка	80495 м	84749 м	61778 м
выполнение плана по проходке	100,7,%	100,0%	103,5%
проходка на бригаду	13878м	14125 м	15445 м
коммерческая скорость	1207м/ст-мес	1207м/ст-мес	1361м/ст-мес
проходка на долото	204,4 м	202,9 м	254,8 м

Оценка основных показателей свидетельствует о том, что лидером среди цехов бурения по итогам прошедшего 2005года стал ЦБ-3, показавший наибольшее выполнение плана, лучшую проходку на бригаду, на долото и лучшую коммерческую скорость. В Цехах бурения №2 и №3 все буровые бригады справились с плановыми заданиями. В цехе бурения №1 не выполнила план только бригада Валеева, которая в сентябре была расформирована в связи с возобновлением работ на скв.№20009.

В условиях различной тяжести бурения сложно сравнивать показатели работы бригад. Тем не менее среди буровых бригад наибольшее выполнение плана в бригадах Галиуллина - 109,4%, Осипова - 105,8% и Галаева -101,8%. Первой годовой план выполнила бригада Галиуллина, второе место заняла бригада Осипова, и третье место у бригады Шарафутдинова.

Самой высокой коммерческой скорости достигли бригады мастеров Галиуллина - 1791 м/ст.мес, Минахватова - 1452 м/ст.мес, Воробьева -1411м/ст.мес.

3.1 Продолжительность строительства скважин

Цикл строительства 1 скважины за 2005 год по сравнению с предыдущим годом снизился на 3,2 суток и составил 63,9 суток против 67,1 суток в 2004году. Это связано с сокращением времени бурения и освоения одной скважины на 1,3 и на 2,7 суток соответственно. В тоже время затраты времени на этапе ВМР выросли по сравнению с 2004 годом на 0,8 суток и составили 4,2 суток на 1 скважину.

Альметьевским УБР в 2005 году выполнен необходимый комплекс безметражных работ. Пробурено с отбором керна 734 м. Отобрано с помощью СКО 292 образцов грунта. Испытание пластов с КИИ проведено на 15 объектах.

Производительность труда за 2005 год составила 222,4 м/чел в натуральном выражении и 1519,5 тыс.руб./чел. - в денежном выражении, что выше показателя 2004 года на 21,1% и 49,9% соответственно. Рост производительности связан в первую очередь с произошедшими организационными преобразованиями, в результате которых сократилась численность Альметьевского УБР, а также с удорожанием стоимости буровых работ в связи с инфляцией.

Среднемесячная зарплата за 2005 год с учетом 13-й в общем по УБР выросла по сравнению с тем же периодом предыдущего года на 30% и составила 14824 рубля. С учетом инфляции за 2005 год в размере 11% реальный рост заработной платы составил 19%. При этом по рабочим среднемесячная зарплата составила 13274 руб., а по инженерно-техническим работникам средняя зарплата составила 19382 руб. Сроки выплаты заработной платы полностью соответствуют принятым коллективным договором.

3.2 Основные технико-экономические показатели

Таблица 3.3

№ п\п	Наименование показателей	Ед.		2005г.
			план	факт	отклон. %
1	2	3	4	5	6
	Производственные показатели
1.	Объем бурения, всего (базовый)	м	236908	238144	100,5
	в том числе
	- для ОАО "Татнефть"		148484	149135	100,4
	- эксплуатационное бурение		140942	141583	100,5
	- разведочное бурение		7542	7552	100,1
	- для сторонних предприятий		88424	89009	100,7
2.	Количество скважин, законченных строительством, всего (базовое)	скв.	172	177	102,9
	в том числе
	- для ОАО "Татнефть"		106	109	102,8
	- эксплуатационное бурение		100	103	103,0
	- разведочное бурение		6	6	100,0
	- для сторонних предприятий		66	68	103,0
3.	Объемы подрядных буровых работ, всего	т.р.	1566106	1627346	103,9
	в том числе
	- для ОАО "Татнефть"		1105822	1105822	100,0
	- эксплуатационное бурение		1035548	1035548	100,0
	-разведочное бурение		70274	70274	100,0
1	2	3	4	5	6
	- для сторонних предприятий		460284	521524	113,3
	Нормы и нормативы
1.	Норматив собственных оборотных средств	т.р.	181790	175601	96,6
2.	Норматив фонда заработной платы к объему работ (фонд з/пл без 13 з/пл)	%	9,1	9,1	100,0
3.	Лимит численности (списочная)	чел.	1015	1015	100,0
	Финансовые показатели
1.	Смета затрат на производство, пересчитанная на выполненный объем	т.р.	1601864	1597630	99,7
2.	Текущие расходы из прибыли	т.р.	31243	32667	104,6
3.	Прибыль от продаж с учетом прибыли от прочей реализации	т.р.	24498	24768	101,1
	в т. ч. прибыль от выполненных буровых работ		23698	29716	125,4
	от прочих услуг		800	-4948	X

4. Основные сведения о геологическом строении месторождения,газонефтеводоносности, степени геологической изученности,горногеологических условиях бурения скважин

Таблица 4.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Горная порода
	название	индекс	краткое название
от	до
1	2	3	4	5
0	10	Четвертичная система	Q	суглинки
10	90	Верхняя пермь	P2	глины алевролиты песчаники
90	225	Нижняя пермь	P1	доломиты известняки ангидриты
225	384	Верхний карбон	C3	доломиты известняки
384	690	Мячковский+Подольский +Каширский горизонты	C3 vc+pd+kr	известняки доломиты
690	737	Верейский горизонт	C2 vr	известняки алевролиты
737	755	Башкирский ярус	C2 bs	известняки
755	1033	Серпухово-окский надгоризонт	C1 srp+ok	известняки доломиты
1033	1076	Тульский+Бобриковский горизонты	C1 tl+bb	песчаники алевролиты
1076	1148	Турнейский ярус+ Заволжский	C1 T+zv	известняки доломиты
1148	1582	Фаменский+ Верхнее-Франский подъярус	D3 Fm+fr2	известняки доломиты
1582	1671	Мемдынский+Семилукский +Саргаевский горизонты	D3 mnd+sml+srg	известняки доломиты
1671	1686	Кыновский горизонт	D3 kn	песчаники алевролиты
1686	1697	Пашийский горизонт	D3 pch	песчаники алевролиты аргиллиты

Таблица 4.2 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Интервал, м	Краткое название горной породы	Плот-ность, кг/м3	Твер-дость породы	Абра-зив-ность	Кате-гория породы	Модуль Юнга, МПа*10	Набуха-ние породы
от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9
0	10	пески, суглинки	1800	140	2	мягкие	0,03	имеется
10	90	песчаники, глины	2200	140	2-4	средние	4	имеется
90	225	доломиты, известняки	2400	190	4-7	твердые		нет
225	384	известняки, доломиты	2500	190	4-7	твердые		нет
384	690	известняки, доломиты	2590	210	2-7	крепкие		нет
690	737	известняки, мергели	2400	140	2-4	средние	5,8	имеется
737	755	известняки	2500	190	4-7	твердые	30	нет
755	1033	известняки, доломиты	2500	190	4-7	твердые		нет
1033	1076	песчаники, алевролиты	2400	140	2-4	средние		имеется
1076	1148	известняки	2500	190	4-7	твердые		нет
1148	1582	известняки, доломиты	2500	190	4-7	твердые		нет
1582	1671	доломиты, известняки	2600	210	2-7	крепкие		нет
1671	1697	песчаники, алевролиты	2480	140	2-4	средние	30	имеется

Характеристика продуктивных отложений

Ромашкинское месторождение является многопластовым. Нефтеносность установлена в отложениях среднего, нижнего карбона, верхнего и среднего девона.

Основным эксплуатационным объектом являются отложения пашийского (D₁) горизонта, представленные переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргилитовых разностей терригенных пород. В кыновском горизонте нефтенасыщенным является пласт D₀, представленный песчаниками и алевролитами. Толщина песчаников составляет 3-4 м.

Общая толщина пашийского горизонта составляет более 30 м. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений 3,7-5,0 м. Пористость 0,200 д.е., проницаемость - 0,500 мкм².

В силу многопластового строения горизонтов выявлено многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. Между всеми пластами существует гидродинамическая связь через зоны слияния.

Таблица 4.3	Свойства и состав нефти			давление насыще-ния, МПа	12	4,10	9,00
			Параметры растворенного газа	относи-тельная по воздуху плотность газа	11	1,16	1,21
				содержа-ние углекис-лого газа, %	10	1,27	1,01
			содержа-ние серово-дорода, %	9	0,21	0,01
			газовый фактор, м3/т	8	8,70	6,00
		Содержа-ние парафина, % по весу	7	3,60	5,00
		Содержание серы, % по весу	6	3,40	1,80
		Подвиж-ность, мкм2/сп	5	0,02	0,07
		Плот-ность кг/м3	4	813	804
		Интервал, м	до	3	1686	1697
			от	2	1671	1686
		Индекс стратигра-фического подразделе-ния	1	D3 kn	D3 pch

Таблица 4.4	Водоносность		Тип воды по Сулину	12	ГКН	ХЛК	ХЛК	ХЛК	ХЛК	ХЛК	ХЛК	ХЛК
			Степень минерализации, мг/-экв/л	11	125	250	1400	1900	4000	7000	8242	9610
			Химический состав воды, мг экв/л	катионы	Ca2+	10	40	60	80	120	226	400	500	900
				Mg2+	9	40	20	60	120	126	250	260	300
				Na+	8	0,2	50	700	1400	1580	2800	3480	3500
			анионы	HCO3Ї	7	49,2	0,35	0,8	5,6	2	1,2	0,8	0,4
				SO4Ї	6	5,2	14	20	42	600	15	1,91	1,64
				ClЇ	5	10	30	770	1600	1800	3500	4000	4904
		Плот-ность кг/м3	4	1000	1020	1040	1060	1080	1140	1170	1180
		Интервал, м	до	3	225	384	690	755	1033	1148	1671	1697
			от	2	0	225	384	690	755	1033	1148	1671
		Индекс стратигра-фического подразделе-ния	1	Q+P	C3	C2mc+pd+kr	C2vr+b	C1srp+ok	C1tl+bb+t	D3 карб	D3 терриг

Таблица 4.5 Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратигра-фического подразделения	Глубина залегания кровли пласта (по вертикали),м	Давление, МПа	Темпаратура, 0 С
		Гидростатическое, расчетное	Горное расчетное
1	2	3	4	5
С3	225	4,2	9,7	18
C2 mc+pd+kr	380	6,0	13,8	19
C2 vr+bs	666	8,5	19,5	20
C1 srp+ok	725	9,2	21,2	21
C1 tl+bb	977	11,3	26,0	22
C1 t+zv	1016	11,7	26,8	25
D3 fm+fr2	1081	13,1	30,1	30
D3 md+sml+srg	1483	15,9	36,5	40
D3 kn+pch	1569	16,9	38,8	40
Забой	1598	17,5	40,3	40

Возможные осложнения по разрезу скважины	Таблица 4.6	Поглощение бурового раствора	Мероприятия по ликвидации поглощений	8	Намыв инертного наполнителя, спуск и цементирование кондуктора	Намыв инертного наполнителя, цементные заливки, спуск и цементирование эксплуатационной колонны		Примечание: потенциальные интервалы поглощений промывочной жидкости вскрывать на глинистом растворе с последующим закреплением цементной заливкой.
			Условия возникновения	7	В глинисто-трещиноватых закарстованных породах, кавернозных известняках при нарушении равновесия между пластовым и гидростатическим давлением
			Имеется ли потеря циркуляции, (ДА, НЕТ)	6	ДА	ДА	ДА
			Максималь-ный статичес-кий уровень	5	120	120	120
			Интенсивность поглощения, м3/ч	4	от частичного до 120	от частичного до 120	от частичного до 120
			Интервал, м	до	3	384	1033	1476
				от	2	90	755	1148
			Индекс стратигра-фического подразделения	1	Р1+С3	С1 srp(nm)	D3 fm

Таблица 4.7 Нефтегазоводопроявления

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м	Вид флюида	Плотность смеси для расчета избыточных давлений, кг/м3	Условия возник-новения	Характер проявления
	от	до		внутреннего	наружного
1	2	3	4	5	6	7	8
С1 srp	755	1033	вода	1120	1120	Рзаб<Рпл	перелив воды
С1 bb+t	1056	1080	нефть	1000	1000	Рзаб<Рпл	пленки нефти
D3 kn+pch	1671	1697	нефть	1000	1000	Рзаб<Рпл	пленки нефти

Таблица 4.8 Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м	Время до начала осложнения, сут.	Мероприятия по ликвидации осложнений	Коэффициент кавернозности
	от	до
1	2	3	4	5	6
Q+P2	0	90	0,5-1,0	перекрытие направлением и кондуктором	1,5 - под направление 1,3 - под кондуктор 1,15 - под эксплуатационную колонну
C2 vr	690	737	-«-	цементные заливки, промывка, проработка
C1 tl+bb	1033	1076	-«-
D3 srg+kn	1657	1697	-«-	регулирование, улучшение свойства бурового раствора, спуск эксплуатационной колонны

Таблица 4.9 Прихватоопасные зоны

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м	Причина прихвата	Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет)	Условия возникновения
	от	от
1	2	3	4	5	6
Q+P2+P1+С3	0	384	осыпи, обвалы, поглощения	да	Технические причины нарушение правил ведения буровых работ в зонах осыпей, обвалов, поглощений
C2 vr	690	737	осыпи, обвалы	да
C1 srp	755	1033	поглощения	да
C1 tl+bb	1033	1076	осыпи, обвалы	да
D3 fm	1148	1476	поглощения	да
D3 srg+kn	1657	1697	осыпи, обвалы	да

5. УНИРС

«ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ МСЦ-Б».

5.1 Технология двуступенчатого цементирования

Ступенчатое цементирование применяется для подъёма тампонажного раствора на расчётную высоту в условиях возможных поглощений и гидроразрыва горных пород. Интервал цементирования при этом делится на два участка таким образом, чтобы на наименее надёжные интервалы предельно снизить гидромеханические нагрузки. В состав обсадной колонны в этих случаях включается специальная цементировочная муфта и цементирующие фонари над и под нею. Муфту, как правило, устанавливают над кровлей поглощающего или склонного к гидроразрыву участка горных пород.

На практике известны две модификации ступенчатого цементирования - без разрыва и с разрывом во времени между цементированием нижней и верхней секций обсадных колонн. Порядок проведения технологических операций цементирования при этом одинаковый - после спуска обсадной колонны с принятой оснасткой и промывки на первом этапе цементируется нижняя секция расчётным объёмом тампонажного раствора с подъёмом цемента от забоя до глубины установки цементировочной муфты и после открытия боковых отверстий с помощью второй разделительной пробки цементируется верхний интервал колонны.

Если же эта операция проводится с разрывом во времени, то после цементирования нижней секции колонны и ОЗЦ верхний интервал промывается (от суток и более).

Способ ступенчатого цементирования, как показывает промысловый опыт, не находит широкого применения из-за несовершенства конструкций цементировочных муфт и отсутствия цемента в интервале стыковки нижней и верхней ступеней. Это снижает качество крепления и часто проиводит к нарушению технологии работ.

В Азнакаевском УБР ранее не существовало муфт с закрытыми циркуляционными отверстиями (окнами), т.е. муфту ступенчатого цементирования спускали только после того, как обнаруживался факт гидроразрыва пласта и катастрофического поглощения тампонажного раствора. В связи с этим приходилось отворачивать обсадную колонну чуть выше зоны поглощения при помощи аварийных инструментов (метчика или колокола).

5.2 Порядок выполнения работ при использовании муфт с открытыми и закрытыми окнами

При использовании муфты с открытыми окнами выполняются следующие действия:

- цементирование заколонного пространства - цемент не поднимается;

- отворот колонны в лево-правом переводнике;

- промывка заколонного пространства - цемент не вышел;

- вызов геологов для проведения АКЦ с целью определения высоты подъёма раствора в заколонном пространстве;

- отворот колонны до уровня поднятия цемента с помощью левого инструмента и метчика или колокола;

- спуск МСЦ с открытыми окнами с последующим наворотом на оставшуюся часть колонны;

- цементирование через открытые окна МСЦ;

- закрытие окон МСЦ повышением давления на 2,0 - 2,5 МПа выше рабочего;

- опрессовка колонны на 8 МПа.

При использовании муфты с закрытыми окнами, разработанной Азнакаевским УБР выполняются следующие операции:

спуск колонны в компоновке с МСЦ - Б до проектного забоя;

цементирование первой ступени до «стоп»-сигнала;

проверка работоспособности обратного клапана;

открытие окон МСЦ - Б повышением давления в колонне до давления разрыва фиксирующих винтов;

вымывание излишнего цемента на дневную поверхность;

цементирование второй ступени до получения «стоп»-сигнала;

закрытие окон МСЦ - Б;

опрессовка колонны на 8 МПа.

5.3 Технические характеристики МСЦ-Б

параметры и размеры муфт:

Типоразмеры	МСЦ - 146 Б	МСЦ - 168 Б
Диаметр присоединительных резьб ОТТМ по ГОСТ 632-80, мм	146	168
Наружный диаметр, мм	195	205
Внутренний диаметр без разбуриваемого седла, мм	130	150
Внутренний диаметр разбуриваемого седла, мм	115	134
Максимальный перепад давления для открытия циркуляционных отверстий, МПа	20	20
Максимальный шаг (дискретность) установки давления открытия, МПа	2,5	2,5
Перепад давления для закрытия циркуляционных отверстий, МПа	3,5…6,5	3,5…6,5
Перепад давления для фиксации муфты в закрытом положении, МПа	10	10
Длина, мм	425	460
Масса, кг	50	60

параметры и размеры пробки запирающей:

Типоразмеры	ПСЦ - 146 Б	ПСЦ - 168 Б
Наружный диаметр по резиновым деталям, мм	135	155
Наружный диаметр по металлическим деталям, мм	118	135
Длина, мм	300	320
Масса, кг	6	8

5.4 Конструкция и принцип работы МСЦ-Б

Муфта включает корпус 5, муфту 2, сборку гильзы 1 и установленные в радиальных отверстиях корпуса пробки 3 (см. рис.4.1). Пробка 3 уплотнена в корпусе резиновыми кольцами 6 и закреплени разрывными винтами 4. Сборка гильзы 1 включает седло 7, упорное кольцо 8 и резиновые кольца 9. Седло выполнено из разбуриваемого материала и впрессовано в гильзу. Дополнительно оно вместе с упорным кольцом 8 прикреплено к гильзе срезными штифтами 10. Внутренняя расточка корпуса 5 ниже пробок 3 имеет диаметр меньше диаметра гильзы и обеспечивает её посадку с натягом. Кроме того, нижний конец гильзы и нижняя часть расточки в корпусе выполнены эксцентричными, что обеспечивает фиксацию гильзы от поворота при разбуривании седла.

Пробка запирающая включает корпус 1, манжету 2, соединительную шпильку 3 и уплотнительное кольцо 4 (см. лист). Корпус и шпилька выполняются из разбуриваемого материала.

В скважину муфту спускают в составе обсадной колонны. Во время закачки и продавливания цементного раствора при первой ступени цементирования радиальные отверстия корпуса закрыты. При повышении давления в обсадных трубах после посадки продавочной пробки первой ступени винты 4 срезаются и пробки 3 выдавливаются из корпуса, открывая

его радиальные отверстия для проведения второй ступени цементирования. Цементный раствор продавливают, используя запирающую пробку. Пробка проталкивает гильзу с седлом вниз, срезая штифты 10. Гильза впрессовывается в нижнюю часть корпуса 5 и закрывает его радиальные отверстия. После затвердения цементного раствора запирающая пробка и седло муфты разбуриваются.

5.5 Указания мер безопасности

При применении муфты необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» , утвержденными Госгортехнадзором РФ, а также «Инструкцией по спуску колонн и цементирования скважин на месторождениях Татарии».

Погрузка, перевозка и разгрузка муфты и запирающей пробки должны рпоизводиться с обеспечением защиты от ударов, повреждений и засорения.

Работа с муфтой должна производиться буровой бригадой, обученной правилам обращения с ней. Работы должны вестись под рководством ИТР или бурового мастера знающего конструкцию, принцип работы и параметры муфты изапирающей пробки, схему компановки обсадной колонны план работ по ступенчатому цементированию, возможные осложнения при выполнении запланированных работ и меры по их устранению

5.6 Подготовка к работе и порядок работы

5.6.1. Проверить комплектность иотсутствие каких-либо повреждений.

5.6.2. Проверить прохождение пробки запирающей ПСЦ-Б через цементировочную голову. Приэтом учесть, то в некоторых цементировочных головках установлены уравнительная трубка или стержень, сужающие проходной канал.

5.6.3. Проверить соответствие диаметра и профиля присоединительных резьб муфты и спускаемых обсадных труб.

5.6.4. Проверить соответствие разрывных винтов требуемому перепаду давления для открытия циркуляционных отверстий муфты:

Номер группы разрывных винтов 1 2 3 4 5 6

Перепад давления для открытия, МПа 15.5+0.7 16.5+0.7 17.5+0.7 18.5+0.7 19.5+0.7 20.5+0.7

Примечание: 1. Номер группы указан на головке разрывных винтов.

2. Крутящий момент для ввинчивания винтов равен 0.15--0.20 кГс м.

5.6.5. Спустить муфту в составе обсадной колонны до требуемой глубины, установив ниже и выше нее центраторы.

5.6.6. После спуска обсадной колонны и ее промывки произвести закачивание в нее расчетных объемов буферной жидкости и тампонажного раствора для первой ступени цементирования. Освободить установленную в цементировочной головке резиновую разделительную пробку и произвести продавливание тампонажного раствора.

5.6.7. Последнюю порцию продавочной жидкости в объеме 2 от ее общего объема закачивать одним агрегатом на первой скорости до получения сигнала «стоп». Максимальное значение давления при получении сигнала «стоп» записывать в журнал.

5.6.8. После получения сигнала «стоп» остановить работу цементировочного агрегата, произвести сброс давления, а выходящую из обсадной колонны жидкость принять в первую емкость одного из агрегатов с замером ее объема. Значение объма полученной жидкости записать в журнал.

5.6.9. Произвести закачку продавочной жидкости одним насосом на первой скорости, медленно наращивая давление до открытия циркуляционных отверстий муфты. Максимальное давление при этом должно быть меньше давления опрессовки обсадных труб. Открытие циркуляционныхотверстий определяется по резкому снижению давления закачки.

5.6.10. Произвести промывку скважины через открытые циркуляционные отверстия муфты для вымывания тампонажного раствора выше нее. Затем периодически промывать скважину до тампонажного раствора ниже муфты (первой ступени).

5.6.11. Прекратить промывку скважины, произвести сброс давления, снять крышку цементировочной головки и установить запирающую пробку ПСЦ-Б, зафиксировав ее упорами от падения.

5.6.12. Произвести закачку расчетных объемов буферной жидкости и тампонажного раствора для второй ступени цементирования, освободить установленную в головке запирающую пробку и произвести продавливание тампонажного раствора до получения сигнала «стоп», соблюдая меры предосторожности по п.5.6.7.

Максимальные значения рабочего давления перед получением сигнала «стоп» и давления при получении этого сигнала записать в журнал.

5.6.13. После получения сигнала «стоп» остановить работу цементировочног агрегата, произвести сброс давления, а выходящую из обсадной колонны жидкость принять в емкость цементировочного агрегата с замером объема изначение егозаписать в журнал. Если после полного сброса давления до атмосферного объем жидкости из обсадной колонны не превышает значения, полученного по п.5.6.8, то это значит, что циркуляционные отверстия муфты закрыты и можно оставить скважину в покое для затвердения тампонажного раствора (ОЗЦ), не закрывая краны на цементировочной головке.

5.6.14. Если при сбросе давления жидкость из обсадной колонны поступает в большем объеме, чем по п.5.6.8, то необходимо повторить операцию по закрытиюциркуляционных отверстий путем закачки в обсадные трубы полученной из них продавочной жидкости. Макисмальное давление закачки должно быть не меньше давления при получении сигнала «стоп» по п.5.6.12 и не больше давления опрессовки труб. Затем давление стравить до значения, которое на 1.5-2 МПа больше максимального значения рабочего давления перед получением сигнала «стоп» по п.5.6.12 и оставитьскважину в покое под этим давлением в теченич 3-4 ч для схватывания и предварительного затвердения тампонажного раствора.

5.6.15. Сбросить давление из цементировочной головки и ожидать затвердения тампонажного раствора в соответствии с планом цементирования.

5.6.16. Произвести проверку герметичности обсадной колонны путем ее опрессовки.

5.6.17. Разбурить запирающую пробку и седло муфты 3-х шарошечным долотом при частоте вращения ротора 50-60 об/мин., осевой нагрузке 3-5 т и производительности насоса 10-30 л/сек.

5.6.18. Проверить герметичность обсадной колонны давлением, не превышающим допустимое при эксплуатации.

5.6.19. Провести в скважине геофизические исследования с целью определения качества цементирования обсадной колонны.

5.7 Разобщение пластов

Примем двухступенчатый способ цементирования с использованием равнопроходной муфты ступенчатого цементирования МСЦ - Б азнакаевского производства.

Выберем место установки муфты, исходя из требований:

а) не допустить гидроразрыв пород ниже муфты, а также выше неё;

б) муфта устанавливается напротив прочных пород;

в) максимально сохранить коллекторские свойства продуктивных пластов.

Серпухово-Окский надгоризонт сложен твёрдыми устойчивыми породами (кровля -755 м; подошва - 1033 м; давление гидроразрыва у подошвы - 18,5 МПа). Установим муфту на глубине 1010 м.

1) Рассчитаем первую ступень цементирования.

Вычислим объём тампонажного раствора, необходимый для цементирования первой ступени:

Vцр=v*(1697-1010)*Кк+Нс*(П/4)*Dв²=0,0179*710*1,1+0,168*10=15,5м.куб., (5.1)

где v - объём одного погонного метра заколонного пространства за обсадной трубой диаметром 168 мм (v =0,0179 м. куб/м).

Кк - коэффициент резерва (1,1);

Нс - высота цементного стакана.

Так как температура продуктивного пласта равна 41 град. С, а значит температура в скважине не превышает 50 град. С, то при цементировании применяем цементы для холодных скважин /9/.

Для приготовления 1 куб.м. цементного раствора необходимое количество цемента определяется по формуле:

q1ц = сц* св/( св + m* сц), (5.2)

где сц - плотность выбранного цемента, кг/м.куб.;

m - водоцементное отношение.

q1ц = 3150*1000/(1000 + 0,5*3150) = 1223 кг

Определим плотность цементного раствора :

qц = q1ц*(1 + m) = 1223*(1+0,5) = 1835 кг/м.куб

Уточним плотность цементного раствора. Во избежание разрыва пород при цементировании и поглощения цементного раствора, а также с целью лучшего вытеснения необходимо соблюдать следующее условие:

спж + 200< qц < Рвп , (5.3)

где свп - верхний допустимый предел плотности цементного раствора, кг/м.куб.

Давление гидроразрыва наиболее слабого, в интервале от забоя до муфты, бобриковского горизонта Рг/р = 17,4 МПа, глубина залегания подошвы - 1243 м. Рассчитаем верхний предел плотности - средний для жидкостей, которые окажутся в конце цементирования над слабым горизонтом :

Рвп (ср) = Рг/р/Кб/(zп*g) = 17,4*10⁶/ Кб /(1243*9,8) = 1397 кг/м.куб т.е.:

(спж*Нпж + сбж * Нбж + Ртр * Нтр)/1243 = 1397 кг/м.куб , (5.5)

где Нпж - высота промывочной жидкости в заколонном пространстве выше слабого пласта, м;

Нбж - высота буферной жидкости в заколонном пространстве;

Нтр - высота тампонажного раствора в заколонном пространстве выше слабого пласта.

Ртр(в.п) = (1397*1243 - 1120*(1243 - (1243 - 1010) - 56) - 1300*56)/(1243 -1010) = 6538 кг/м.куб.

Проверим нижний пласт (Рг/р=29,3 МПа; zп=1825 м.)

Рвп (ср) = 29,3*10⁶/1,05/(1697*9,8) = 1559 кг/м.куб.

Ртр(в.п)=(1559*1697-1120*(1697-(1697-1010)-56)-1300*56)/(1697-1010)= 2292 кг/м.куб.

Итак:

1120 + 200< qц < 2292

Исходя из условия, примем плотность цементного раствора равной 1750 кг/м. куб. - наиболее часто используемый раствор в Альметьевском УБР.

сср = (1750*675 + 1300*56 + 1094*1120)/1697 = 1358,5 кг/м. куб.

Уточним количество цемента необходимого для приготовления 1 м.куб. цементного раствора:

q1ц = 1750/(1+0,5) = 1167 кг

Определим общую массу цемента Gц:

Gц = Кц * q1ц * Vцр , (5.6)

где Кц - коэффициент, учитывающий потери цемента при загрузке

Gц = 1,04*1167*15,5 = 18,8 т.

Определим число цементосмесительных машин nсм:

nсм = Gц /qцсм , (5.7)

где qцсм - грузоподъёмность одной цементосмесительной машины, кг.

nсм = 18800/17400 = 1,02

Принимаем 2 машины.

Определим общий объём воды для приготовления цементного раствора Vв:

Vв = Gц * m * Кв /1000, (5.8)

где Кв - коэффициент, учитывающий потери воды.

Vв = 18800*0,5*1,04/1000 = 9,8 м. куб.

Определим объём продавочной жидкости Vж:

Vж = 1,05*( Vк - Vс), (5.9)

где Vс - объём цементного стакана, м. куб.

Vк - внутренний объём колонны:

Vк = ((П*(Dн -2*бc1)²)/4)*Lс1 + ((П*(Dн -2*бc2)²)/4)*Lс2 , (5.10)

где бc1, бc2 - толщины стенок первой и второй секций эксплуатационной колонны соответственно;

Lс1, Lс2 - длины секций

Vк = ((3,14*(0,168 - 2*0,0073)²)/4)*1697= 34,35 м. куб.

Vж = 1,05*(34,35 - 0,17) = 35,9 м. куб.

Определим максимальное давление в конце продавки Рmax:

Рmax = Р1 *Рm *Рк , (5.11)

где Р1 - давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разными плотностями жидкости в трубах и кольцевом пространстве, Па;

Рm - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений в трубах, Па;

Рк - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, Па.

Р1 = (сц*(Нм - Нс) -спр*( zскв - Нс) + сбж * Нбж + спж * Нпж )*g , (5.12)

где Нм - высота муфты над забоем.

Р1 = (1750*(675-10)-1000*(1697-10) +1300*56 + 1120*1094)*9,8 = 0,65 МПа

Скорость движения жидкости в кольцевом пространстве во избежание гидроразрыва слабой породы Wк.п.(в.п.) определяется по формуле:

Wк.п.(в.п.) = (2*( Dд - Dн)*(( Рг/р/Кб) - сср * g * zп )/ сср *Л*Lп)^0,5, (5.13)

где Л - коэффициент гидравлического сопротивления.

Wк.п.(в.п.)=(2*(0,21590,168)*((29,3*10⁶/1,05)-1358,5*9,8*1697)/(1358*

0,035*1886))^0,5 = 6,4

Принимаем Wк.п. равной 1,2 м/с.

Найдём расход жидкости Q:

Q= Wк.п.*(П*( Dд²- Dн²)/4) = 1,2*(3,14*(0,2159² - 0,168²)/4) = 0,0172 м. куб./с

Рm = 8,26*Л*Рср* Q²*L/Dв.ср.² , (5.14)

где Dв.ср. - средний внутренний диаметр колонны, м.

Dв.ср. = sum(Li*Dвi)/L = 0,160 м. (5.15)

Рm = 8,26*0,035*1358,5*0,0172²*1886/0,160² = 0,0095 МПа

Рк = 8,26*Л* Рср*sum Q²*Li/(( Di - Dн)³/(Di + Dн)²) (5.15)

Рк=8,26*0,035*1358,5*0,0172²*1886/((0,2159-0,168)³*(0,2159+0,168)²)=2,3МПа

Рmax = 0,65+0,0095+2,3 = 3 МПа

Определим необходимую мощность для закачки цементного раствора Nца:

Nца = Рmax* Q = 3*10⁶*0,0172 = 51,6 кВт (5.16)

Определим число цементировочных агрегатов nца:

а) по мощности:

nца = Nца/ Nа = 51600/77000 = 0,67, (5.17)

где Nа - мощность одного цементировочного агрегата ЦА - 320 М, Вт.

б) по производительности:

nца = Q/qа = 0,0172/0,0086 = 2 (5.18)

принимаем 2 агрегата ЦА - 320 М;

Определим время закачивания цементного раствора в скважину:

tзц = Vцр /q4 = 15,5/0,0086 = 0,5 ч , (5.19)

где q4 - производительность агрегата на 4 скорости, м.куб./с.

Определим время на продавку цементного раствора tпр:

tпр = Vцр/(Wк.п.*v) =15,5/(1,2*0,0179) = 0,2 ч (5.20)

Определим общее время цементирования первой ступени:

tц1 = tзц + tпр = 0,5 + 0,2 = 0,7 ч (5.21)

Срок начала схватывания тампонажного раствора - 3 часа, поэтому процесс цементирования первой ступени пройдёт нормально.

2) Рассчитаем вторую ступень цементирования аналогично первой ступени:

Vцр=v*1150*Кк+Нс*(П/4)*Dв²=0,0179*1150*1,1+0,1534*10=24,2 м.куб.

Уточним плотность цементного раствора во избежание разрыва пород при цементировании и поглощения цементного раствора. Наиболее слабый пласт в интервале выше муфты находится на глубине 584 м. Для этого пласта Рг/р/ Рв = 1,76. Отсюда можно выбрать плотность цементного раствора:

Рц.р. = 1,76*1000 /1,05= 1670 кг/м. куб.

Уточним количество цемента необходимого для приготовления 1 м.куб. цементного раствора:

q1ц = 1670/(1+0,5) = 1113 кг

Определим общую массу цемента Gц:

Gц = 1,04*1113*24,2 = 28 т.

Определим число цементосмесительных машин nсм:

nсм = 28000/17400 = 1,61

Принимаем 2 машины.

Vв = 28000*0,5*1,04/1000 = 14,56 м. куб.

Определим объём продавочной жидкости Vж:

Vж = 1,05*( Vк - Vс) = 1,05*(21,24 - 0,18) = 22,1 м. куб.

Vк = (3,14*(0,168 - 2*0,0073)²/4)*1150 = 21,24 м. куб.

Vс = (3,14*(0,168 - 2*0,0073)²/4)*10 = 0,18 м.куб.

Определим максимальное давление в конце продавки Рm

Р1 = (1670*(1150 - 10) - 1000*(1150 - 10))*9,8 = 7,5 МПа

Wк.п.(в.п.) = (2*(0,2159 - 0,168)*((17,6*10⁶/1,05) - 1670*9,8*584)/(1670* 0,035*596))^0,5 = 4,45 м/с.

Принимаем Wк.п. равной 1,5 м/с.

Найдём расход жидкости Q:

Q = Wк.п. * (П*( Dд²- Dн²)/4) = 1,2*(3,14*(0,2159² - 0,168²)/4) = 0,022 м. куб./с

Рm = 8,26*0,035*1670*0,022²*1150/0,1534² = 0,011 МПа

Рк=8,26*0,035*1670*0,022²*1150/((0,2159-0,168)³*(0,2159+0,168)²)=5,07 МПа

Рmax = 7,5+0,007+ = 12,6 МПа

Определим необходимую мощность для закачки цементного раствора Nца:

Nца = Рmax* Q = 12,6*10⁶*0,0172 = 216,7 кВт

Определим число цементировочных агрегатов nца:

а) по мощности:

nца = Nца/ Nа = 216700/77000 = 2,81

Берём три агрегата

б) по производительности:

nца = Q/qа = 0,022/0,0086 = 2,56

Определим время закачивания цементного раствора в скважину:

tзц = Vцр /q4 = 24,2/0,0086 = 0,78 ч,

где q4 - производительность агрегата на 4 скорости, м.куб./с.

Определим время на продавку цементного раствора tпр:

tпр = Vцр/(Wк.п.*v) =24,2/(1,5*0,0179) = 0,25 ч

Определим общее время цементирования первой ступени:

tц1 = tзц + tпр = 0,78 + 0,25 = 1,08 ч

Срок начала схватывания тампонажного раствора - 3 часа, поэтому процесс цементирования второй ступени пройдёт нормально.

6. Обоснование и расчет профиля проектной скважины

Бурение искусственно искривленных скважин позволяет решить две задачи: эффективно использовать капитальные вложения на строительство скважин и в большей степени сохранить естественную среду на дневной поверхности.

Профиль скважины выбирается исходя из конкретных геологических условий бурения. Проектируемый профиль скважины должен обеспечивать:

- доведение скважины до проектной глубины без осложнения при соответствующем состоянии техники и технологии буровых работ;

- качественное строительство скважины при минимальных затратах времени и средств;

- достижение проектного смещения забоя от вертикали в заданном направлении при минимальном объеме работ с ориентируемыми отклоняющими КНБК;

- минимальное количество изгибов ствола с радиусами искривления, не превышающими допустимые величины;

- возможность свободного прохождения по стволу скважины различных КНБК и обсадных колонн в процессе эксплуатации и ремонта скважин;

- возможность внесения необходимых изменений в профиль скважины в случае отклонения - от запланированной траектории и получения уточненных данных в процессе бурения;

Исходные данные для проектирования:

Проектная глубина забоя скважины - 1697м;

Проектное смещение от устья до точки забоя скважины -527 м;

Интенсивность набора кривизны -1,4 град/10м;

Интенсивность снижения кривизны -0,25 град/10м;

Длина первого вертикального участка -140 м.