Технология бурения эксплуатационных скважин на Казанском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Горно-геологические условия бурения

1.1 Сведения о районе буровых работ

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

1.3 Прогноз литологической характеристики разреза скважины

1.4 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

1.5 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

1.6 Возможные осложнения по разрезу скважины

2. Выбор конструкции и профиля скважины

2.1 Выбор конструкции скважины

2.2 Проектирование бурения скважины куста

2.3 Контроль пространственного положения ствола бурящейся скважины

2.4 Обоснование профиля и интенсивности искривления ствола скважины

3. Проектирование технологического процесса бурения

3.1 Способы и режимы бурения ствола скважины и применяемые КНБК

3.2 Компоновка низа бурильной колонны (КНБК)

3.3 Выбор долот, бурголовок

3.4 Рекомендуемые бурильные трубы

3.5 Характеристика и масса бурильных труб, УБТ по интервалам бурения

3.6 Выбор бурового раствора

3.7 Общие сведенья о цементирование обсадной колоны

3.8 Выбор типа буровой установки

3.9 Выбор и обоснование противовыбросового оборудования

4. Расчет гидравлической программы цементирования обсадной колонны

5. Мероприятия по предупреждению ГНВП



Введение

Нефть представляет интерес для человечества с древних времен, и добыча нефти также прошла путь от примитивных способов, например, таких как сбор нефти с поверхностей водоемов до высокотехничных методов добычи. Началом развития нефтяной промышленности принято считать появление механического бурения скважин в 1859 году в США. В нашей же стране за всю историю, с нахождения первых залежей в 1864 и 1866 гг. на Кубани, которые сразу пополнили запасы нефти на 190 т, и до наших дней, когда Россия стала лидером по добыче "черного золота", нефть приобрела особенно весомое значение. Сегодня рынок нефти насчитывает огромное количество государств и негосударственных организаций, контролирующих основные потоки сырья между странами и ценовую политику.

В зависимости от месторождения состав нефти меняется, что характеризуется разными качественными и количественными составами и делится на легкую, среднюю и тяжелую, исходя из чего сортируется по маркам. В мире огромное количество марок нефти, в зависимости от скважин, но, говоря о России можно перечислить несколько, таких как Urals (тяжелая), она же основная, Rebco и SiberianLight. Но странным остается то, что эти марки нефти не торгуются на биржах, хотя физически их добыча намного больше, чем скажем добыча нефти марки Brent. На сегодняшний день продажа нефти трех российских марок - Urals, SiberianLight и Rebco - привязаны к котировкам, рассчитываемым агентствами ArgusMedia и Platts на основе биржевого курса нефти Brent (BrentCrude, BFO).

Добыча нефти в основном приходится на пять ближневосточных стран, обладающих 2/3 глобальных запасов, а вне Ближнего Востока самые большие запасы нефти имеют Венесуэла (около 7%) и Россия (почти 5%). Причем Россия при производстве 10% потребляет, только 4%. В тоже время Российская Федерация является крупнейшим экспортером чистого продукта после Саудовской Аравии, а сырая нефть и нефтепродукты составляют около 40% экспорта России.

Однако применение необработанного "черного золота" невозможно, поэтому переработка нефти открывает все возможности этого сырья, а именно получение технически ценных продуктов, по большей степени моторных топлив, растворителей, сырья для химической промышленности.

Несомненным является факт реализации нефтепродуктов через автозаправочные станции, что служит надежным и гарантированным каналом сбыта, в тоже время, обеспечивая высокий уровень рентабельности, поскольку представляет собой конечный потребительский сегмент рынка.

В настоящее время основные задачи, поставленные перед нефтеперерабатывающей промышленностью - это увеличение объема производства, расширения ассортимента и улучшения качества.

Так как неотъемлемой частью рыночных отношений является продажа нефти, также широко развивается транспортировка. Нефть и нефтепродукты, нуждаются в транспортировке от места добычи либо до перерабатывающего завода, либо до получателя. Транспортировка нефти осуществляется посредством железных дорог, автоцистернами, речным путем или нефтепроводом. По оценкам RBC daily, каждый год при добыче и транспортировке нефти теряется от 3 до 7% добываемой нефти. Экологи уверяют, что реальные объемы нефтяных загрязнений скрываются, но даже по самым скромным подсчетам они достигают 10-20 миллионов тонн нефти в год. Для экспорта, да и собственно для удобства в равной степени как для экологической безопасности наиболее эффективны нефтепроводы.

ООО БСК Гранд в этой компании я проходил практику данные практики использованы для дипломного проектирования.



1. Горно-геологические условия бурения

Рисунок 1. Обзорная карта района работ



1.1 Сведения о районе буровых работ

строительство бурение скважина

Таблица 1.1.1 Сведения о районе буровых работ

№ п/п	Название единицы измерения	Единица измерения	Значение, название, величина
1	Площадь (месторождение)	-	Казанская
2	Административное расположение;	-
	- республика	-	РФ
	- область(край, округ)	-	Томская
	- район	-	Парабельский
3	Год ввода площади в бурение	год	1967
4	Год ввода площади в эксплуатацию	год	-
5	Температура воздуха
	- среднегодовая	"С	3
	- наибольшая летняя	"С	35
	- наименьшая зимняя	"С	-55
6	Среднегодовое количество осадков	мм	450-500
7	Максимальная глубина промерзания грунта	м	1,6
8	Продолжительность отопительного периода в году	сут.	240
9	Продолжительность зимнего периода в году	сут.	185
10	Азимут преобладающего направления ветра	град.	юго-западные, северные
11	Расчётное значение веса снегового покрова	кгс/м2	240
12	Нормативное значение ветрового давления	кгс/м2	30
13	Наибольшая скорость ветра	м/с	20+25
14	Многолетнемерзлые породы (интервал залегания)	м	отсутствуют



1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Таблица 1.2.1 Стратиграфическая характеристика разреза скважины

Интервал по вертикали	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град.	Коэффициент кавернозности в интервале
от (кровля)	до (подошва)	название	индекс	угол	азимут
0	30	Четвертичные отложения	Q	0		1,4
30	125	Некрасовская серия	Р3nk	0		1.4
125	170	Чеганская свита	Р Cg	0-5		1,4
170	260	Люлинворская свита	Р2 11	0-5		1.4
260	285	Талицкая свита	Р2tl	0-5		1,4
285	365	Ганькинскаясвита	Кgn	0-5		1,4
365	415	Славгородская свита	k; Si	0-5		1,4
415	560	Ипатовская свита	К 2ip	0-5		1-4
560	575	Кузнецовская свила	К. кг	0-5		1,4
575	1440	Покурская свита	К2рк	0-5		1,4
1440	2130	Киялинская свита	К, kin	0-5		*1.3
2130	2215	Тарская свита	K,tr	0-5		1,1
2215	2440	Куломзинская скита	К,klm	0-5		1.1
2440	2465	Баженовская свита	Jibg	0-5		1,1
2465	2470	Георгиевская свита	hgr	0 - 5		1,1
2470	2545	Васюганская свита	Ь+2vs	0-5		1,1

1.3 Прогноз литологической характеристики разреза скважины

Таблица 1.3.1 Литологическая характеристика скважины

Индекс стратиграфического подразделение	Интервал по вертикали, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы
	от(кровля)	до(подошва)	мощность	краткое название	Процент в интервале
1	2	3	4	5	6	7
Q	0	30	30	глина суглинок	50 50	Почвенно-растительной слой, глины и суглинки, желтовато-серые, пески и супеси.
P3nk	30	125	95	песок глина	80 20	Отложения свиты сложены песками светло-серыми, серыми, мелкозернистыми, кварц-полевошпатовыми с подчиненными прослоями глин темно-серых, коричневато-серых и бурых, песчанистых, плотных.
P2-3 cg	125	170	45	песок глина	10 90	Глины чеганской свиты зеленовато-серые и темно-зеленые, плотные, жирные на ощупь, с пропластками и линзами светло-серых песков, разнозернистых, слюдистых.
P 2ll	170	260	90	глина	100	Отложения люлинворскойсвиты представлены глинами зеленовато-серыми, светло-серыми, серыми, опоковидными, плотными, жирными на ощупь.
P1tl	260	285	25	алевролит глина	5 95	Отложения талицкойсвиты представлены глинами темно-серыми и буровато-серыми, часто опоковидными, с редкими маломощными прослоями темно-серого, слабо-сцементированного алевролита.
K2gn	285	365	80	мергель глина	10 90	Отложения ганькинской свиты в верхней части сложены мергелями зеленовато-серыми и серыми с прослоями глин, ниже глинами темно-серыми и алевролитами.



1.4 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 1.4.1Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, t/cmj	Пористость%	Проницаемость, м Даре и	Глинистость, %	Карбонатность, %	Сплошность породы	Соленость%	Твердость.кгс/мм2	Расслоеиность породы	Абразивность	Категория породы
	от (верх)	ДО (низ)												По буримости (1, П и т.д.)	по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)
Q	0	30	глина суглинок	2,0 2,0	25-30 10	0	100 90				100 100	5	X IV	1	мягкие
P3nk	30	125	песок глина	2,1 2,4	20 30	10000	20 100	0			0 100	5 5	X IV	11	п
Р2-3eg	125	170	песок глина	2,0 2,3	25 30	10000	50 100	0			0 100	5	X IV	11
Р: 11	170	260	глина	2,3	25	0	300	0		-	100	л	IV	м	it
Р,М	260	285	алевролит глина	2,2 2,3	30 25	200	10 100	0		-	100 100	55	IV X	II	и
	285	365	Мергель глина	2,4 2,3	20 25	0	100 100	50			100 100	5	IV IV	1	и
K2sl	365	415	глина	2,3	20	0	100	0		-	100	5	IV	11	11
К 2ip	415	560	песчаник глина алевролит	2,1 2,3 2,2	25 20 20	50-300 0 0	20 100 90	3 33			100  100 100	5	X IV X	11	и
K,kz	560	575	глина	2,35	20	0	100	3		-	100	5	IV	и	11
К,.2pk	575	1440	песчаник глина алевролит	2,1 2,35 2,3	22 16 20	50-300 0 20	20 100 40	33			200 150 200	55 3	X IV X	II	средние
			глина	2,35	16	0	100	5-10	20	-	250	3,5	IV	II	II
К, kin	1440	2130	песчаник	2,2	22	20-30	20	10			250	3,5	X
			алевролит	2,3	20	10	20	5-10			200	3,5	IV
			песчаник	2,2	22	10-30	10-20	10		-	250	3,5	X	И	II
K,tr	2130	2215	аргиллит	2,4	16	0	100	10			200		IV
			алевролит	2,3	20	0-10	30	5-10			250		VI
			аргиллит	2,4	15	0	100	10		-	200	2	IV	III	твердые
К,klm	2215	2440	песчаник алевролиты	2,2 2,3	20 10	15-20 5	20 25	1010			400 350	1,5 1,5	IX
J3bg	2440	2465	аргиллит	2,45	5	0	100	10		-	500	1	IV	II	II
h gr	2465	2470	аргиллит	2,45	5	0	100	10		-	500	~>	IV	II	I
			песчаник	2,3	15-23	5-270	0-20	5		-	1000	1,5	X	II	II
J3vs	2470	2545	аргиллит алевролит уголь	2,45 2,45 1,4	10 15	0 0-10	100 30	55			500 800 400	-> 1.5	IV VI V



1.5 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

Таблица 1.5.1 Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Подвижность, дарси на мПа с	Содержание серы, процент по весу	Содержание парафина, процент по весу	Ожидаемый дебит нефти, м3/сут	Параметры растворенного газа
	от (верх)	ДО (низ)		В пластовых условиях	после дегазации					газовый факторм3/м3	содержание сероводорода, процент по объему	содержание углекислого газа, про' цент по объему	плотность, кг/м3	коэффициент сжимаемости	давление насыщения в пластовых условиях, кгс/см
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	S3	14	15	16
Ю 1 2vs	2485	2495	поровый	0,6-0,64	0,750-0.795	0,017	0,05 -0,24	1,12-3,4	10- 100	140-320	не обнар.		0,4-1,3		1 1 7



Таблица 1.5.2 Водоносность

А	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, r/см3	Свободный дебит, м/сут	Фазовая проницаемостьм Дарси	Химический состав воды в мг-эквивалентной форме	Степень минерализации мг-экв/л	Типы воды по Сулину СФН -сульфатонатриевый ГНК-гидратокарбонатно-натриевый ХЛМ-хлормагниевый XЛK-хлоркальциевый	Относится к источнику питьевого водоснабжения (да.нет)
	От верх	до низ					Анионы	Катионы
							СГ	S04	НС03	Na+K+	Mg	Са++
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Q + P	0	285	поровый		0								0.23-0.28	ГНК	да
J3K	285	1440	поровый	1,01 1.012	25	20							10-20	ХЛК	нет
K,kl	1440	2215	поровый	1,01-1.012	10-20	20	9178-12885	9 20.2	122 - 225	4753-6552	0- 19	1096-1617	15.3 -21.2	XJIK	нет
K,klm	2215	2440	поровый	1.0143	0 - 10	20	12335	12.7	329	6603	-	1342	20,6	ХЛК	нет
J3vs	2470	2545	поровый	1.0207-1.0341	3-40	10-16	15975-26475	2.5 13	1586 1415	1640-15291	68 -198	808 1037	42 - 45	ХЛМ	нет



1.6 Возможные осложнения по разрезу скважины

Таблица 1.6.1 Прогноз поглощения бурового раствора

№ п/п	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/час	Глубина статического уровня при максимальном поглощениии	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения, МПа/м	Условия возникновения поглощения (повышение плотности бур. раствора, гидродинамическое давление и ДР-)
	от (верх)	ДО (низ)				при вскрытии	после изоляционных работ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	0	560	1	10	нет	0,15	0,2	Увеличение плотности промывочной жидкости, повышение водоотдачи, не соблюдение режима промывки ствола скважины от выбуренной породы, превышение допустимой скорости спуска бурильных и обсадных труб.
2	575	1440	1	30	нет	0,12	0,15



Таблица 1.6.2 Прогноз осыпей и обвалов стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Название породы	Интервал по вертикали, м	Буровые растворы, применявшиеся ранее	Время до начала осложнения, сутки	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д)
		отверх	до низ	тип раствора	Плотность, г/см3	дополнительные данные по раствору, влияющему на устойчивость пород
1	2	3	4	5	6	7	8	9
см. табл. 4.1	глины суглинки	0	970	глинистый раствор	1.01 - 1.06	водоотдача > 10 см3 за 30 мин.	3	Проработка, промывка, увеличение плотности, снижение водоотдачи промывочной жидкости. Соблюдение скоростей бурения, проработка, промывка ствола скважины



Таблица 1.6.3 Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальникообразования и т.д.)	Буровой раствор, при применении которого произошел прихват	Наличие ограничений оставления инструмента без движения или промывки (да.нет)	Условия возникновения прихвата
	от верх	до низ		тип	Плотность г/см3	водоотдача см3/30мин	смазывающие добавки (название)
1		3	4	5	6	7	8	9	10
Q-P- K2ip	0	560	Возможны обвалы и осыпи неустойчивых пород и заклинка инструмента	глинистый	1-1	15		Да	Несоблюдение параметров раствора и режима промывки, недостаточная очистка от выбуренной породы
K2kz -K,.2pk	560	1440	Возможны заклинки инструмента и сальникообразования	глинистый	1,1	10		да	Несоблюдение параметров раствора, выработка желобов, развитие зон сужения ствола скважины

2. Выбор конструкции и профиля скважины

2.1 Выбор конструкции скважины

Выбор конструкции скважины является основным этапом ее проектирования и должен обеспечить:

- высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтегазопромыслового объекта;

возможность доведения скважины до проектной глубины без осложнений и аварий на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

условия охраны окружающей среды и надежную изоляцию газонефтеводонапорных горизонтов;

- эффективную гидродинамическую связь между скважиной и эксплуатационным объектом;

максимально полное использование природной энергии для транспортировки нефти и газа;

возможность проведения ремонтных работ в скважине;

- качественное вскрытие продуктивных горизонтов с максимальным сохранением природных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов;

- снижение затрат времени и материально технических ресурсов на бурение.

Для выбора количества обсадных колонн (зон крепления) используют совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления бурового раствора, построенный на основании исходных данных в прямоугольных координатах глубина - эквивалент градиента давления.

По совмещенному графику давлений выделяется одна зона совместимых условий бурения, что соответствует одной обсадной колонне - эксплуатационной.



2.1.1 Кондуктор

Крепление ствола скважины кондуктором диаметром 245мм производится с целью перекрытия интервалов залегания неустойчивых пород, склонных к осыпям и обвалообразованиям, обеспечения надежного перекрытия верхних водоносных горизонтов хозяйственно-питьевого назначения. С целью предупреждения возможных газопроявлений при дальнейшем углублении скважины на кондуктор устанавливается ПВО.

Для упрочнения пристенной зоны скважины (повышения градиента давления гидроразрыва проходимых пород) проектом предусматривается использование в КНБК вихревого устройства для очистки и кольматации стенки скважины (УОК-295,3 при бурении под кондуктор и УОК-215,9 при бурении под эксплуатационную колонну).

Наименование	Обозначение Размерность Значение	Размеренность	Значение
Градиент гидроразрыва пород, залегающих в предполагаемом интервале (расчетный)	Ггрп1	кгс/см2/м	0,15
Градиент гидроразрыва пород, залегающих в предполагаемом интервале после упрочнения	Ггрп	кгс/см2/м	0,25
Пластовое давление проявляющего пласта	Рпл	кгс/см2	253
Глубина кровли проявляющего пласта	L	м	2485
Устье вое давление при закрытом ПВО (по промысловым данным)	Ру	кгс/см2	180,0
Минимально необходимая глубина спуска колонны (расчетная)	Нк	м	914,57

2.1.2 Эксплуатационная колонна

Эксплуатационная колонна диаметром 146,1мм спускается на глубину 2545м по вертикали и цементируется в две ступени с применением пакера двухступенчатого и манжетного цементирования для предотвращения гидроразрыва пород в процессе цементирования и обеспечения необходимой высоты подъема тампонажной смеси. Первая -с применением расширяющихся тампонажных материалов в интервале продуктивных пластов, вторая - с применением цемента нормальной плотности и облегченного цемента. Для снижения негативного влияния давления столба тампонажного раствора на продуктивный пласт пакер устанавливается с максимальным приближением к нему, при этом установка пакера целесообразна в плотных породах разреза скважины.

Рисунок 2. Конструкция забоя скважины

1.Эксплуатационная колонна

2.Перфорационное отверстие

3.Продуктивный пласт

4.Цементный камень.



Рисунок 3. Совмещённый график давления для выбора конструкции скважины



2.2 Проектирование бурения скважин куста

После окончания монтажа буровой установки на устье первой кустовой скважины и до ее забуривания маркшейдерская служба заказчика уточняет магнитный азимут направления движения станка (НДС), корректирует проектные магнитные азимуты и отклонения всех кустовых скважин с учетом расстояния между устьями и батареями скважин, определяет магнитный азимут осевой линии приемных мостков буровой установки и передает эти данные в геологический отдел бурового предприятия.

Технологическая служба бурового предприятия по полученным данным составляет план куста скважин. На плане куста относительно линии НДС наносятся проектные положения забоев и устьев кустовых скважин в порядке очередности их бурения и линии их проектных отклонений по проектным магнитным азимутам. Очередность бурения скважин куста определяется направлением движения буровой установки и проектируется исходя из условия предупреждения пересечения стволов наклонно-направленных и горизонтальных скважин и получения наилучших технико-экономических показателей их проводки. При проектировании обязательно учитываются траектории стволов ранее пробуренных скважин в пределах максимальных отклонений скважин куста. На проводку каждой кустовой скважины составляется план-программа, в которой приводится уточненный профиль, КНБК для различных участков и средства контроля траектории. План куста и план программа подписываются представителями технологической службы, согласовываются с главным геологом и утверждаются главным инженером бурового предприятия.

Планы-программы на проводку каждой скважины должны находиться в технологическом отделе бурового предприятия и буровой бригаде.

При передвижении бурового станка по кустовой площадке контроль над соблюдением расстояний между устьями скважин и магнитного азимута НДС осуществляет представитель бурового подрядчика.

2.3 Контроль пространственного положения ствола бурящейся скважины

При бурении наклонно-направленной или условно горизонтальной скважины фактический ее профиль не может совпадать с проектным, в связи с этим технологическая служба бурового предприятия обязана осуществлять контроль траектории ствола и оперативное корректирование ствола с целью вывода его к запроектированной точке и обеспечить вскрытие продуктивного пласта стволом с заданными параметрами.

Построение фактической траектории ствола скважины осуществляется по инклинометрическим замерам проведенным в стволе скважины. При инклинометрии ствола скважины измеряются зенитный угол, азимут и длина ствола скважины от ее устья до точки измерения.

В вертикальной части ствола скважины инклинометрические замеры проводятся с шагом измерений 20м через 100м проходки и окончания рейса.

При бурении участка набора пространственного искривления скважины инклинометрия проводится через 30м проходки и окончания рейса с шагом 5м. При необходимости по требованию технологической службы длина участка и шага измерения может быть уменьшена.

На участках стабилизации или снижения угла наклона инклинометрические замеры проводятся после окончания каждого рейса (при необходимости чаще) с шагом 20м. По данным измерений определяется траектория ствола и принимается решение о выборе КНБК для дальнейшего бурения.

Для предупреждения пересечения стволов скважин необходимо предусмотреть следующие мероприятия:

- до начала забуривания в ходе бурения очередной скважины необходимо учитывать горизонтальные проекции скважин, фактически пробуренных с данной кустовой площадки, а также соседних кустов, имеющих опасную близость к проектным скважинам;

при построении профилей стволов куста следует учитывать погрешность показаний используемых инклинометров, строить профили с максимальной точностью;

начальный интервал до принудительного набора отклонения должен быть строго вертикальным.

2.4 Обоснование профиля и интенсивности искривления ствола скважины во вторую часть

Профиль направленной скважины должен обеспечить:

высокое качество скважины как объекта для последующей эксплуатации;

минимальные затраты на строительство скважины;

безаварийное строительство скважины;

бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств;

свободное прохождение по стволу скважины соответствующих приборов и устройств; Всем этим требованиям отвечает S-образный профиль.

Участок начального искривления скважины отклонителем у S - образного профиля расположен, как правило, не ниже 500ч800 м, что существенно упрощает управление отклонителем и позволяет осуществить проводку этого участка с достаточной для практики точностью без применения дорогостоящих систем контроля за положением отклонителя и параметрами ствола скважины;

Основным недостатком тангенциального и J-образного профилей по сравнению с S-образным, является более сложная технология проводки тангенциального участка и участков малоинтенсивного увеличения зенитного угла, отсутствие надежных КНБК для стабилизации направления протяженных интервалов, которые обеспечивали бы заданную интенсивность увеличения зенитного угла при сохранении проектного азимутального направления;

С учетом вышеперечисленного выбираем S - образный профиль.



Таблица 2.4.1 Входные данные по профилю наклонно-направленной скважины

Интервал установки погружных насосов по вертикали, м	максимально-допустимые параметры профиля в интервале установки погружных насосов	Зенитный угол, град.
от верх	до низ	Зенитный угол, град.	Интенсивность изменения зенитного угла,град/100м	Максимально допустимый на интервале его увеличения	при входе в продуктивный пласт
					минимально-допустимый	Максимально-допустимый
1	2	3	4	5	6	7
1500	1800	25,0	3,0	25,0	0,0	7,0

Примечание:

1. Максимальная интенсивность зенитного угла:

в интервале набора кривизны - 1,5 град/10м;

в интервале установки ГНО - 0,3 град/10м.

2. Максимальная интенсивность пространственного угла:

в интервале набора кривизны - 2,0 град/10м;

в интервале установки ГНО - 0,3 град/10м.

Таблица 2.4.2 Профиль ствола скважины

Интервал по вертикали, м	Длина интервала по вертикали, м	Зенитный угол, град	Смещение, м	Удлинение, м	Длина по стволу, м
от(верх)	до(низ)		в начале интервала	в конце интервала	за интервал	общее	за интервал	общее
Вертикальный участок
0,0	40,0	40,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	40,0
Участок набора параметров кривизны
40,0	236,0	196,0	0,0	20,0	34,55	34,55	4,0	4,0	240,0
		Участок стабилизации
236	1000,0	764,0	20,0	20,0	278,07	312,62	49,0	53,0	1053,0	Башмак кондуктора
1000,0	1570,0	570,0	20,0	20,0	207,6	520,22	37,0	90,0	1660,0	ПДМ-1530м
1570,0	1890,0	320	20,0	20,0	116,3	636,51	20,0	110,0	2000,0
Участок естественного падения зенитного угла
1890,0	1985,0	95,0	20,0	17,0	31,7	668,24	5,0	115,0	2100,0
1985,0	2476,0	491,0	17,0	2,0	82,3	750,50	9,0	124,0	2600,0
2476,0	2485,0	9,0	2,0	2,0	0,3	750,84	0,0	124,0	2609,0 кровля пласта Кровля пппплостапласта
2485,0	2545,0	60,0	2,0	2,0	2,1	752,97	1,0	125,0	2670,0

Примечание: по каждой конкретной скважине допускается изменение типа профиля (по плану, согласованному с

геологической службой ОАО "Томскгазпром") с соблюдением входных данных по профилю скважины.

Рисунок 4. Профиль ствола скважины



3. Проектирование технологического процесса углубления скважины

3.1 Способы и режимы бурения ствола скважины и применяемые КНБК

Исходя из практики работ БСК "Гранд" бурение под направление предусматривается роторным способом, бурение под кондуктор и эксплуатационную колонну турбинным. Данные по интервалам бурения представлены в таблице 3.1.1, а также имеются технические характеристики ротора и гидравлических забойных двигателей.

3.2 Компоновка низа бурильной колонны (КНБК)

Бурильная колонна связующее звено между долотом. Находящемся на забое и буровым оборудованием, расположенным на поверхности.

Она предназначена для подвода энергии к долоту, обеспечения подачи бурового раствора к забою, создание осевой нагрузки на долото, восприятия реактивного момента долота и забойного двигателя.

Основные элементы, составляющие бурильную колонну, - ведущие трубы, бурильные трубы, бурильные замки, переводники, центраторы, утяжеленные бурильные трубы.

Центраторы предупреждают искривление ствола скважины как вертикальных, так и наклонно - направленных скважин. Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) устанавливаются непосредственно над долотом или забойным двигателем, создают необходимую нагрузку и придают жесткость нижней части бурильной колонны. Калибраторы предназначены для выравниванию ствола скважины, их диаметр должен быть таким же как у породоразрущающего инструмента (таблица 3.2.1)

Таблица 3.1.1 Способ бурения ствола скважины

Интервал бурения, м	Способ бурения	Вид технологической операции	Режим бурения, проработки	Условный номер КНБК	Скорость выполнения технологической операции, м/ч
			Осевая нагрузка, т	Скорость вращения, об/мин	Расход бурового раствора, л/сек
По вертикали	По стволу
1	2	3	4	5	6	7	8	9
0-40	0-40	роторный	Бурение	7-10	65-80	53,6	1	50
40-236	40-240	турбинный	Бурение	3-5	Техническая характеристика- ГЗД	53,6	2	33
236-1000	240-1053	турбинный	Бурение	3-4		53,6	3	33
40-1000	40-1053	турбинный	Шаблонировка(проработка)	5		53,6	4	100
1000-1890	1053-2000	турбинный	Бурение	8-12		30,6	5	17
1890-2545	2000-2670	турбинный	Бурение	8-12		30,6	6	14
1000-2545	1053-2670	турбинный	Шаблонировка(проработка)	7-10		30,6	6	20-40



Таблица 3.2.1 Потребное количество элементов КНБК

Интервалы бурения по стволу, м	Типоразмер, шифр или краткое название элемента КНБК	Вид технологической операции	Норма проходки , м	Потребное количество на интервале, шт.
от	до	мощность			величина, м	источник нормы
1	2	3	4	5	6 78
0 0 0 0	1053 1053 1053 1053	1053 1053 1053 1053	БИТ-295,3 М4 8К 295,3 МС УОК 295 ЦС 295.3 МСТ	бурение	1100 1500 1500 1500	местные местные местные местные	0,96 0,70 0,70 0,70
0 0 0	1053 1053 1053	1053 1053 1053	БИТ-295,3 М4 УОК-295 8К 295,3 МС	шаблонировка (проработка)	9500 10000 10000	местные местные местные	0,11 0,11 0,11
1053 1053 1053 1053 1053	2340 2340 2340 2340 2340	1287 1287 1287 1287 1287	БИТ-215.9 М4 10КСИ 215,9 СТК УОК-215 СТК-213 ЦС214 МСТ	бурение	1700 3000 2500 2500 2500	местные местные местные местные местные	0,76 0,43 0,51 0,51 0,51



Таблица 3.2.3 Суммарное количество и масса элементов КНБК.

Название обсадной колонны	Типоразмер, шифр или краткое название элемента КНБК	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ и т.п. на изготовление	Суммарная величина
			количество элементов КНБК, шт.	масса по типоразмеру или шифру, т
			для проработки	для бурения, расширки и отбора керна	По типоразмер у или шифру
Кондуктор	БИТ-295,3 М4 8К 295,3 МС ЦС 295.3 МСТ	ГОСТ 20692-75 НПО"Буровая техника" НПО"Буровая техника"	0,11 0,11	0,96 0,70 0,70	1 1 1	0,09 0,29 0,28
Эксплуатационная колонна	БИТ-215.9 М4 БИТ-215,9 М5 10КСИ 215,9 СТК ЦС214 МСТ УОК-215 СТК-213	НПП "Буринтех" НПП "Буринтех" НПО "Буровая техника НПО "Буровая техника НПО "Азимут" НПО "Буровая техника	0,22 0,16 0,11 0,06 0,06	0,76 0,25 0,56 0,51 0,51 0,51	1 0,5 1 1 1	0,04 0,04 0,06 0,14 0,034 0,01
Разбуривание цем/стакана	БИТ-215,9М5	НПП "Буринтех"			0,5	0,04
Разбуривание внутренних элементов эксплуатационной колонны	У 121РС	СП "Удол"			1	0,0075

3.3 Выбор долот, бурголовок

Таблица 3.3.1 Тип долот, бурголовок

Наименование показателей	Ед. измерения	Сравнительные данные по долотам типоразмера 215,9 мм фирм производителей
		ОАО "Волгабурмаш"	"Смит"	НПП "Буринтех"
1	2	3	4	5
Количество долот на объём проходки	шт.	15	1,5	1
Механическая скорость бурения	м/час	8,06	12,9	13,1
Стоимость долота	руб.	40 971	318 264	215 049
Всего	руб.	614 565	477 396	215 049

Предлагаются к использованию усовершенствованные долота БИТ-215,9 М4, отработанные и в настоящее время широко используемые в Западной Сибири на таких предприятиях как ОАО "Сургутнефтегаз" и ЗСЭГБ Уфимского УБР (г. Нижневартовск). Данные долота рекомендуется использовать при бурении из-под кондуктора до глубины 2000 метров с использованием ВЗД или турбобуров. Средняя механическая скорость при использовании турбобура ЗТСШ-195 составляет до 70 м/час при проходке 2000 метров.

Для бурения мягких пород, слагающих верхние и средние интервалы разреза, были разработаны долота БИТ-215,9 М5. Эти долота отличаются снижением требуемого крутящего момента, системой гидравлики значительно улучшающей очистку долота и забоя скважины, а также использованием модифицированных элементов вооружения. Максимальная проходка на долото БИТ 215,9М5 в интервалах 1600-2796 метров составляет 3148 метров при средней механической скорости бурения 36 м/час.

Анализ экспериментальных данных по отработке долот в промысловых условиях показывает, что применение долот НПП "Буринтех" наиболее предпочтительно.

Таблица 3.3.2 Типы долот на интервалах берения

Интервал бурения, м	Категория пород	Типы долот
по вертикали	по стволу	по буримости (по классификации)	по трудности отбора керна	для бурения сплошным забоем
0-40	0-40	I (мягкие)		БИТ-295,3 М4
40-575	40-600	I (мягкие)		БИТ-295,3 М4
575-1000	600-1053	II (средние)		БИТ-295,3 М4
1000-2215	1053-2340	II (средние)		БИТ-215,9 М4,М5
2215-2545	2340-2670	III (твёрдые)		БИТ-215,9М5

Интервалы бурения по стволу, м	Типоразмер, шифр или краткое название элемента КНБК	Вид технологической операции	Норма проходки, м	Потребное количество на интервале, шт.
от	до	мощность			величина, м	источник нормы
1	2	3	4	5	6 78
2340 2340	2670 2670	330 330	БИТ-215,9 М5 10КСИ 215,9 СТК	бурение	1300 2500	местные местные	0,25 0,13
1053	2670	1617	БИТ-215,9 М5		7500	местные	0,22
1053	2670	1617	10КСИ 215,9 СТК		10000	местные	0,16
1053 1053	2670 2670	1617 1617	УОК-215 СТК-213	шаблонировка (проработка)	25000 25000	местные местные	0,06 0,06
1053	2670	1617	ЦС214 МСТ		15000	местные	0,11

3.4 Рекомендуемые бурильные трубы

Таблица 3.4.1 Рекомендуемые бурильные трубы

Обозначение бурильной трубы	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Марка (группа прочности материала)	Тип замкового соединения	Количество труб, м
1	2	3	4	5	6
УБТС1	203	61	40ХН2МА	З-161	24
УБТС1	178	49	40ХН2МА	З-147	36
ПК	127	9,19	Д	ЗП-162-92	1000
АБТ	147	11	Д16Т	ЗЛ-172	1900
НКБ	73	5,5	Д	ГОСТ 633-80	2400
ТВК-140	140*	28	ДК	З-171 З-147	14
ТВК-80	80*	24	сталь 40	89Л	8

Примечание: * - ширина квадрата

3.5 Характеристика и масса бурильных труб, УБТ по интервалам бурения

Таблица 3.5.1 Характеристика и масса бурильных труб, УБТ по интервалам бурения

Название обсадной колонны	Интервал по стволу,	Характеристика бурильных труб, УБТ	Дефицит длины труб на интервале, м	Масса труб, т
	от(верх)	До (низ)	тип (шифр)	Наружный диаметр, мм	Марка (группа прочности) материала	Толщина стенки, мм	тип замкового соединения (присоединительной резьбы)		теоритическая	с плюсовым допуском (4%)	Нормативным запасом (5%)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Кондуктор	0	1053	УБТС1	203	Д	61	З-161	24	5,15	5,36	5,62
			АБТ	147	Д16Т	11	ЗЛ-172	25	0,43	0,44	0,47
			ПК	127	Д	9,19	ЗП-162-92	991	30,94	32,17	33,78
Эксплуатационная колонна	1053	2670	УБТС1	178	Д	49	З-147	36	5,62	5,84	6,13
			АБТ	147	Д16Т	11	ЗЛ-172	1876	31,98	33,26	34,93
Разбуривание внутренних элементов оснастки эксплуатационной колонны	0	2400	НКБ	73	Д	5,5	ГОСТ 633-80	2395	22,61	23,52	24,69

Примечание: проектом допускается применение бурильного инструмента других типов и групп прочности материала с предварительными поверочными расчетами на статическую прочность и выносливость.

3.6 Выбор бурового раствора

3.6.1 Функции бурового раствора

Основными свойствами являются: вынос шлама на поверхность и охлаждение породоразрушающего инструмента.

Другие:

- Передача энергии гидравлическому забойному двигателю.

- Сохранение стенок скважины.

- Уменьшение трения между стенками скважины и бурильной колонной.

- Удержание шлама во взвешенном состоянии приостановки буровых насосов.

- Сохранение естественной проницаемости. Учитывая опыт бурения в Западной Сибири, мы предлагаем следующие типы растворов по интервалам:

Кондуктор - стандартный глинистый раствор;

Эксплуатационная колонна - хлоркалиевый ингибированный раствор.

Особенностями предлагаемого для бурения под эксплуатационную колонну ингибированного раствора являются:

- двойной механизм ингибирования глинистых пород с использованием катионов калия (хлорид калия) для подавления гидратации путем катионного обмена и полимеров группы полианионной целлюлозы для предотвращения диспергирования выбуренного шлама и стабилизации стенок скважины;

- регулируемые в широком диапазоне реологические характеристики раствора, позволяющие достичь высокого качества очистки ствола скважины от выбуренного шлама при обеспечении ламинарного режима течения в затрубье, что позволяет снизить эрозию стенок скважины, сохранить номинальный диаметр ствола и обеспечить его устойчивость; высокие смазывающие способности благодаря высокой концентрации полимеров и тонкая плотная фильтрационная корка, существенно снижающие вероятность возникновения дифференциального прихвата в проницаемых пластах возможность эффективного управления фильтрационными свойствами применением кольматанта различного помола, что позволяет в значительной степени уменьшить вероятность прихватов.

При более высокой, по сравнению со стандартными глинистыми растворами, стоимости и сложности раствора, он обеспечивает ряд существенных преимуществ:

- высокие ингибирующие способности позволяют свести к минимуму наработку раствора за счет естественной (выбуренной) твердой фазы, что снижает объемы лишнего раствора и облегчает регулирование его свойств, снижает диспергирование выбуренного шлама;

- устраняет проблемы, связанные с гидратацией, набуханием и "оплыванием" активных, мягких глинистых пород, стабилизирует неустойчивые диспергирующиеся и осыпающиеся аргиллиты;

- низкое содержание твердой фазы и ингибирующий характер раствора позволяют достичь высокой стабильности реологических свойств раствора, более удачный реологический профиль позволяет снизить потери давления в скважине;

- практически полностью устраняет проблемы, связанные с сальникообразованием, залипанием сеток вибросит, потерям раствора на ситах;

- высокая концентрация полимеров, низкий коэффициент трения и тонкая плотная фильтрационная корка позволяют существенно снизить вероятность дифференциальных прихватов.

Таблица 3.6.1 Типы и параметры буровых растворов

Название (тип) бурового раствора	Интервал, м	Плотность, г/см3	Условная вязкость, с	Водоотдача, см3/30мин	СНС, дПачерез	Корка, мм	Содержание твердой фазы, %	рН	Минерализация, г/л	Реологические характеристики
	от (верх)	до(низ)				1 мин.	10 мин.		коллоидной (активной части)	песка	всего			Пластическая вязкость, дПа*с	Динамическое напряжение сдвига, дПа
Базовая рецептура
Стандартный глинистый	0	1053	1,17ч1,14	Согласно программы промывки (MiSWACO)
Хлоркалиевый ингибированный	1053	2600	1,16-1,12	Согласно программы промывки (MiSWACO)
Хлоркалиевый ингибированный	2600	2670	1,12-1,09	Согласно программы промывки (MiSWACO)
Альтернативная рецептура
Полимер-глинистый	0	1053	1,17ч1,14	45ч60	7ч8	20	40	1,2	18	2	28	7ч8	0,1ч0,2	15ч20	25ч30
Полимер-глинистый	1053	2600	1,16-1,12	25ч30	4ч5	15	30	0,5	18	2	20	8ч9	0,1ч0,2	15ч20	20ч25
Полимер-глинистый	2600	2670	1,12-1,09	25ч30	3ч4	15	30	0,5	18	2	20	8ч9	0,1ч0,2	15ч20	20ч25

Примечание: По согласованию с Заказчиком допускается изменение типа и параметров бурового раствора при условии выполнения требований " Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

3.6.2 Расчет запаса бурового раствора и порядок его хранения

Согласно п.2.2.6.18. "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" [4], Проектные решения должны предусматривать объем запаса бурового раствора.

Перед вскрытием нефтегазоносных пластов (за 50ч100м) на буровой необходимо иметь постоянный запас бурового раствора в количестве, равном двум объемам скважины. Максимальный объем скважины при бурении под эксплуатационную колонну составляет:

V_скв = 0,785 * (D_к² * L_к + D_д² * (L_скв - L_к) * К_к) =

= 0,785 * [0,2267² * 1053 + 0,2159² * (1520 - 1053) * 1,4 + 0,2159² * (2250 - 1520) * 1,3+ 0,2159² * (2670 - 2250) *1,1] = 118,01 м³

где:

Dк - внутренный диаметр кондуктора, м; Lк - глубина спуска кондуктора по стволу, м;

Dд - диаметр долота при бурении скважины под эксплуатационную колонну, м; Кк - коэффициент кавернозности.

Необходимый постоянный объем запаса бурового раствора на поверхности при вскрытии нефтегазоносных пластов должен составлять два объема скважины V = 236,0 м ^3.

Для хранения запасного объема бурового раствора предусматривается дополнительный парк емкостей, оборудованных перемешивателями ПБРТ-55 Т.22.165.00.00.ТУ и насосной установкой обвязанной с циркуляционной системой.

Возможно применение технологии бурения с использованием амбара. В этом случае для хранения запаса бурового раствора (объем скважины) на буровой площадке предусматривается строительство дополнительного амбара объемом не менее 240м ³.

3.7 выбор и обоснование способа цементирования

Таблица 3.7.1 Цементирование обсадной колонны

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Способ цементирования (прямой, ступенчатый, обратный)	Данные по раздельно спускаемой части колонны	Данные о каждой ступени цементирования
			номер раздельноспускаемой части колонны в порядке спуска	Интервал установки (по стволу), м	Глубина установки муфты для ступенчатого цементирования (по стволу), м	номер ступени цементирования	высота цементного стакана, м	Название порции тампонажного раствора	интервал глубин цементирования, м
				от(низ)	до(низ)					от(верх)	до (низ)
1	Кондуктор	Прямой	1	0	1053	-	1	10,00	Буферная	0,0	0,0
									Тампонаж 1	0,0	400,0
									Тампонаж 2	400,0	1000,0
2	Эксплуатационная	Ступенчатый	1	0	2670	1530	1	10,00	Буферная	1277,5	1530,0
									Тампонаж 1	1530,0	2670,0
							2 -	Буферная	0,0	250,0
								Тампонаж 1	250,0	1150,0
								Тампонаж2	1150,0	1450,0



Таблица 3.7.2 Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристика компонентов

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Номер части колонны в порядкеспуска	Номер ступени (снизу- вверх)	Тип или название жидкости для цементирования	Название компонента	Плотность, г/см3	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.п. на изготовление	Норма расхода компонента, кг/м3
1	Кондуктор	1	1	Буферная	Вода	1,00	Техническая	998,00
					МБП-М	2,00	ТУ2448-215-00147001-2000	5,00
				Тампонаж - I	ПЦТ I - 50	3,15	ГОСТ1581-96	701,12
					АСПМ	0,68		184,04
					Тилоза Е-29651		импорт	2,63
					Nа2СО3	2,50	ГОСТ 5100-85	3,51
					Вода	1,00	Техническая	586,75
				Тампонаж - II	ПЦТ I - 50	3,15	ГОСТ1581-96	1216,05
					Хлористый кальций	2,20	ГОСТ450-77	40,00
					Вода	1,00	Техническая	626,27
				Продавочная	Буровой раствор	1,18		1180,00
2	Эксплуатационная колонна	1	1	Буферная	Вода	1,00	Техническая	998,00
					МБП-М	2,00	ТУ2448-215-00147001-2000	5,00
				Тампонаж - I	ПЦТ I - I00	3,15	ГОСТ 1581-96	1094,44
					ПМК - 87	3,15	ГОСТ 1216-87	121,60
					Тилоза Е-29651		импорт	1,22
					Вода	1,00	Техническая	563,64
				Продавочная	Буровой раствор	1,10		1100,00
			2	Буферная	Вода	1,00	Техническая	998,00
					МБП-М	2,00	ТУ2448-215-00147001-2000	5,00
				Тампонаж - I	ПЦТ I - I00	3,15	ГОСТ 1581-96	701,12
					АСПМ	0,68		184,04
					Тилоза Е-29651		импорт	2,63
					Nа2СО3	2,50	ГОСТ 5100-85	3,51
					Вода	1,00	Техническая	586,75
				Тампонаж - II	ПЦТ I - I00	3,15	ГОСТ 1581-96	1216,05
					Вода	1,00	Техническая	563,64
				Продавочная	Буровой раствор	1,1		1100,00

Примечание:

1. Перед цементированием обсадных колонн, необходимо проведение лабораторных исследований тампонажных растворов, с целью уточнения их рецептур.

2. МБП - М - материал буферный порошковый моющий. Приготовление буферной жидкости на основе МБП - М осуществляется путем его растворения в воде концентрацией 0.1 - 0.5%.

3. Рецептура облегченного тампонажного материала: ПЦТ 1-100 - 85%; АСПМ - 15%; Тилоза - 0.35%; Кальцинированная сода (Nа₂СО₃) - 0.8%.

4. Рецептура расширяющегося тампонажного материала: ПЦТ 1-100 - 90%; ПМК-87 -10%; Тилоза - 0.1% от массы цемента.



По согласованию с Заказчиком допускается применение других рецептур расширяющихся тампонажных материальной с циркуляционной системой буровой установки. В зимнее время предусматривается подвод пара для обогрева бурового раствора и насосной установки. Для поддержания необходимых параметров бурового раствора и его эффективного перемешивания в застойных зонах, амбар оборудуется перемешивателями ПБРТ-55 Т.22.165.00.00.ТУ и насосной установкой обвязанной с циркуляционной систем.

3.8 Выбор типа буровой установки

Бурение эксплуатационных скважин глубиной 2670 м на Казанском месторождении проектируется производить буровой установкой "БУ - 3000 ЭУК".

Тип привода - электропривод.

Лебёдка - ЛБУ-800 (электродвигатель - АКБ-500 - 1 ед.).

Насос - У8-6МА2 - 2 ед. (электродвигатель - СДБО-99/49-8ХЛ2 - 2ед.)

Вышка ВМР-45х170.

Основание - металлическое, блочное. Вид строительства буровой установки - повторный с последующими передвижками на 5 и 15 м в пределах куста.

Обоснование выбора типа буровой установки.

В соответствии с п. 2.5.6. "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", нагрузка на крюке не должна превышать 60% величины допустимой нагрузки буровой установки от расчётной массы бурильной колонны и 90% от расчётной массы обсадной колонны и не более растягивающей нагрузки, которую можно допустить при ликвидации прихватов.

Допускаемая нагрузка на крюке буровой установки БУ-3000 ЭУК составляет:

при оснастке 4х5 - 160 тс;

при оснастке 5х6 - 200 тс;

С учётом требований к допускаемой нагрузке буровой установки максимальный допустимый вес колонн не должен превышать:

- при оснастке 4х5: 96 тс для бурильной колонны;

- 144 тс для обсадной колонны;

- при оснастке 5х6: 120 тс для бурильной колонны;

- 180 тс для обсадной колонны

Таблица 3.8.1 Характеристика буровой установки

Наименование возникающих нагрузок	Величина, т	Допускаемая нагрузка на крюке, т	Допускаемая нагрузка на крюке	Вывод
	Расчетная масса, т (табл.8.6; 9,5)	Допустимая растягив. нагрузка для АБТ 147х11 мм		%	т
Обсадная колонна	83,50		160	90	144	Параметры БУ соответствуют возникающим нагрузкам при строительстве скважины.
Бурильная колонна	64,65			60	96
Ликвидация прихватов		155,1		100	160

3.9 Выбор и обоснование противовыбросового оборудования

Противовыбросовое оборудование (ПВО) выбирают исходя из ожидаемого максимального давления на устье скважины.

Максимальное давление на скважине №9 Казанского месторождения равно 18 мПа. Исходя от давления выбираем превентор ОП5-230/80x35 состоящий из трех превенторов: 2х плашечных ППГ и универсального ПК (ПГУ).



Рисунок 5. Противовыбросовое оборудование

№ п/п	Наименования	Размеры, мм
1	Муфта кондуктора	-
2	Монтажный патрубок	100,00
3	Колонная головка	615,00
4	Переходная катушка	-
5	Крестовина ПВО	550,00
6	Превентор ППГ	1260,00
7	Оттяжки ПВО	-
8	Превентор ПУГ	1210,00
9	Надпревенторная катушка	440,00
10	Разъемная воронка	600,00
Итого:	4775,00

Расчет расхода материалов и цементной техники при цементировании эксплуатационной колонны

Цементирование скважин наиболее ответственный этап в строительстве скважин. Значение цементировочных работ, обуславливается тем, что они являются заключительным этапом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успех предыдущей работы вплоть до полной потери скважины.

Все способы цементирования имеют одну цель - вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять на нужную высоту. В результате этого исключается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой через затрубное пространство, обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраняетсяот коррозии в результате воздействия пластовых вод.

Выбираем одноступенчатый способ цементирования как наиболее оптимальный для данных геологических условий. Необходимым условием для его применения является исключение гидроразрыва горных пород при доставке цементного раствора в затрубное пространство.

Расчет материалов и цементировочной техники.

Данные по скважине:

1. Забой скважины, м. 2545/2670 м.

2. Глубина спуска колонны, м. 2565/2639 м.

3. Кровля продуктивного пласта, м. 2491/2565 м.

4. Глубина спуска кондуктора ф 245 мм.м. 1001/1045 м.

5. Высота подъема тампонажного раствора за обсадной колонной, м.

- плотностью 1,37г/м³ 250/251 м.

- плотностью 1,92г/м³ 2191/2265 м.

6.Номинальный диаметр ствола скважины 215,9 мм.

7. проектный коэффициент каверзности:

В интервале: - 1001/1045 - 1440/1505 м. 1,4

- 1440/1505 - 2125/2199 м. 1,3

- 2125/2199 - 2570/2644 м. 1,1

9. Способ цементирования - прямое одноступенчатое.

Для цементирования скважины применяем:

Облегченной тампонажный материал (ОТМ) 47,18 тн.

Расширяющий тампонажный материал (РТМ) 12,65 тн.

Определение объемов затрубного пространства:

Vз.п.= р/4 [ Kk (Д²д - d²н) h], м³ (2)

где: Кк - коэффициент каверзности.

Дд - диаметр долота, м.

dн - наружный диаметр колонны, м.

h - высота столба жидкости за обсадными трубами, м.

Vз.п. = 3,14/4 [ 1,1(0,219² - 0,146²) 2670] =0,785 = 57 м³ (3)

Определение объема продавочной жидкости:

Vп.р. = р/4 Д²вн (L - hcт) Кс; м³(4)

где: Двн - средний внутренний диаметр колоны, м;

hcт - высота цементного стакана в колонне, м.

Кс - коэффициент сжатия жидкости под давлением (1,05).

Vп.р. = 3,14/4 * 0,128² (2670-10) *1,05 = 0,785*0,016384*2660*1,05 - 34 м³

Объем цементного раствора плотностью 1,92 г/см³

Vртм = 0,785*((0,2159²*1,1-0,1461²)*(2639-2265)+0,1291²*10)=8,92м³

Количество РТМ, тн

Qртм = Vртм/0,74*1,05 = 12,65 т.



Объем тампонажного раствора плотностью 1,37 г/см³

Vотм (2265-2199м) = 0,785*(0,2159²*1,1-0,1461²)*(2265-2199)=1,53 т.

Vотм (2199-1505м) = 0,785*(0,2159²*1,3-0,1461²)*2199-1505)=21,13 т.

Vотм (1505-1045м) =0,785*(0,2159²*1,4-0,1461²)*(1505-1045)=15,88 т.

Vотм (1045-251м)=0,785*(0,2267²-0,1461²)*(1045-251)=18,73т.

Vотм (2265-251м)= ?Vоти(2265-251м)= 57,52т.

Количество ОТМ, тн

Qотм = Vотм/1,28*1,05 = 47,18 т.

Объем продавочной жидкости:

Vпр = 0,785*0,1291²*2629*1,03 = 35,43 м³

Максимальное ожидаемое давление в колонне на устье

Рпр = 0,1*((1,92-1,12)*(2565-2191)+(1,37-1,12)*(2191-250)+(1,02-1,12)* *(250-0))+20+30=125,95 кг/см³

Градиент гидроразрыва (расчетный) =0,25 кгс/см²

Давление гидроразрыва:

Ргр = 0,153*2565 = 392,45

Давление гидростатическое

Ргс = 0,1*(1,92(2565-2191)+1,37*(2191-250)+1,02*(250-0)) = 363,2 (18)

Кб = Ргс/Ргр = 392,45/363,23 = 0,93 (5)

Продолжительность процесса цементирования, от начала затворения цементного раствора до получения момента "СТОП", не должна превышать 75% времени начала загустевания облегченного тампонажного раствора.

Исходя из объемов тампонажного материала выбираем тампонажную технику:

ЦА - 320М 6 ед. + 1ед. резервная

УС - 6 - 30 5 ед.

УСО 2 ед.

БМ - 700 1 ед.

СКЦ 1 ед.



5. Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений (ГНВП) и открытого фонтанирования при строительстве нефтяных и газовых скважин

5.1 Причины возникновения ГНВП

Поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного происходит в результате:

снижения гидростатического давления на продуктивный пласт за счет:

использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;

падения уровня в скважине в результате поглощения;

недолива скважины при подъеме колонны труб;

снижения плотности бурового раствора при его химической обработке;

установки жидкостных ванн с низкой плотностью при ликвидации прихватов.

снижения забойного давления в результате эффекта поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб;

разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;

отсутствия в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана;

низкого качества монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдения установленных условий его эксплуатации;

несвоевременности обнаружения газонефтеводопроявлений;

недостаточной обученности производственного персонала, несоответствии его квалификации характеру производимых работ и принимаемых решений;

низкой трудовой и производственной дисциплины.

5.2 Признаки ГНВП

Газонефтеводопроявления обнаруживают по прямым и косвенным признакам.

Прямые признаки газонефтеводопроявлений, указывающие на поступление пластового флюида в скважину:

увеличение объёма (уровня) бурового раствора в приёмной ёмкости;

повышение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины при постоянной подаче буровых насосов;

уменьшение против расчётного объёма бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство скважины при подъёме инструмента;

увеличение против расчётного объёма бурового раствора в приёмной ёмкости при спуске бурильной колонны;

повышение газосодержания в буровом растворе и снижение его плотности;

перелив скважины при остановленных насосах.

Косвенные признаки, предупреждающие о возможности возникновения газонефтеводопроявления:

изменение давления на буровых насосах;

увеличение механической скорости проходки;

изменение параметров бурового раствора;

увеличение крутящего момента на роторе.

Мероприятия по предупреждению ГНВП

Газонефтеводопроявление, обнаруженное на ранней стадии, ликвидируют в короткие сроки и без сопутствующих осложнений.

Предупреждение ГНВП - предотвращение или ограничение притока пластового флюида в объёме, не превышающем допустимого значения, и его удаление из скважины при выполнении любых работ при её строительстве и ремонте.

Допустимый объём притока пластового флюида - объём притока пластового флюида в ствол скважины, который определяется из условий обеспечения контролируемости скважины и реализации мероприятий по ликвидации ГНВП без осложнений.

Допустимый объём поступления пластового флюида в ствол скважины устанавливается (в соответствии с [98]):

при подъёме бурильного инструмента - не более 0,5 м³;

при бурении и прочих операциях - не более 1,0 м³.

Предельно допустимый объём притока пластового флюида - это критический объём поступления пластового флюида в ствол скважины в условиях забоя, при котором возможно управление скважиной без угрозы потери контроля и перехода её в аварийное состояние. При этом обеспечивается безопасное удаление флюида из ствола скважины (с позиций предотвращения гидроразрыва пород, предупреждения поглощений, нарушения герметичности обсадной колонны и разрушения устьевого оборудования).