Составление регламента на углубление разведочной скважины глубиной 2500 м на Береговом месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования РФ

Государственное образовательное бюджетное учреждение высшего профессионального образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра: «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Курсовой проект

по дисциплине: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

на тему: Составление регламента на углубление разведочной скважины глубиной 2500 м на Береговом месторождении

Тюмень 2014

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

2. Техническая часть

2.1 Анализ состояния техники и технологии бурения скважин на месторождении

2.2 Выявление вида и зон осложнений в скважине

2.3 Конструкция скважин

2.4 Тип и свойства промывочной жидкости

2.5 Анализ физико-механических свойств горных пород разреза

2.6 Разделение геологического разреза скважины на интервалы по буримости

2.7 Выбор типа долота и его промывочного узла

2.8 Выбор способа бурения

2.9 Обоснование компоновки бурильной колонны

2.10 Проектирование режима бурения

2.10.1 Расчет осевой нагрузки на долото

2.10.2 Расчет максимальной величины давления на выкиде буровых насосов

Введение

В административном отношении Береговой лицензионный участок расположен в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Областной центр - г. Тюмень, окружной - г. Салехард, районный - с. Красноселькуп.

В географическом отношении участок расположен в северной части Западно-Сибирской равнины в пределах Пур-Тазовского междуречья.

Местность лицензионного участка представляет собой пологоволнистую заболоченную равнину с абсолютными отметками от +60 - +80 м (на водоразделах) до +25 - +30 м (в долинах рек).

Рельеф имеет слабое эрозионное, долинно-балочное и сильное озерное расчленение, осложнен речными террасами.

Заозеренность площади 5-10 %. Заболоченность 30 % (глубина болот 2,5 м). Район не сейсмичен.

Гидрографическая сеть представлена реками формирующими бассейн реки Таз (Варга-Сылькы, Катырылька); все водотоки относятся к категории малых и являются не судоходным.

В случае отсутствия поверхностных вод, в местах размещения проектных скважин, потребности в воде для технических нужд бурения могут быть удовлетворены за счет четвертичного водоносного комплекса, который включает в себя сезонноталые, надмерзлотные и межмерзлотные воды. Глубина залегания указанных вод составляет от 5 до 30 м.

Для удовлетворения потребностей в воде для технических нужд бурения (скважины №35, №37) на площадке куста №25 эксплуатационных скважин (рядом с Р-113) предусматривается строительство артезианской скважины. Для скважины № 36 артезианская скважина строится на кустовой площадке эксплуатационных скважин №34. Для хозяйственно-питьевых нужд предпочтительным вариантом является привозная вода, соответствующего качества.

Среднегодовая температура отрицательная - минус 7,87°С. Средняя температура самого холодного месяца (января) минус 25,7 °С, а самого жаркого (июля) плюс 14,5°С. Абсолютный минимум температуры составляет минус 63°С, абсолютный максимум плюс 34 °С.

Продолжительность устойчивых морозов 201 дней.

Среднегодовое количество осадков до 413 мм, в теплый период (с апреля по октябрь) - 68 %.

Направление ветра северное и северо-западное в теплый период, а в холодный южное и юго-западное. Среднегодовая скорость ветра составляет - 3,6 м/сек, максимальная до 28 м/сек.

бурение разведочный скважина

1. Геологическая часть

Таблица 1.1 Общие сведения о районе буровых работ

На		Значение, название величины
1	2	3
1	Наименование месторождения (площади)		Береговой лицензионный участок
2	Расположение площади		В географическом отношении участок расположен в северной части Западно-Сибирской равнины в пределах Пур-Тазовского междуречья. В административном отношении участок расположен в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Областной центр - г. Тюмень, окружной - г. Салехард, районный - с. Красноселькуп. (номер района - 25В)
3	Температура воздуха среднегодовая	C	- 7,87
4	Температура максимальная летняя	C	+ 34
5	Температура минимальная зимняя	C	- 63
6	Среднегодовое количество осадков	мм	413
7	Интервал залегания ММП	м	0-400
8	Продолжительность отопительного периода	сутки	277
9	Преобладающее направление ветра		Направление ветра северное и северо-западное в теплый период, в холодный - южное и юго-западное.
10	Наибольшая скорость ветра	м/с	Среднегодовая скорость ветра составляет - 3,6 м/сек, максимальная - до 28 м/сек.
11	Сведения о площадке строительства: - рельеф местности		Местность лицензионного участка представляет собой полого-волнистую заболоченную равнину с абсолютными отметками от +60 - +80 м (на водоразделах) до +25 - +30 м (в долинах рек). Рельеф имеет слабое эрозионное, долинно-балочное и сильное озерное расчленение, осложнен речными террасами.
			Заозеренность площади 5-10 %. Заболоченность 30 % (глубина болот 2,5 м). Район не сейсмичен. Гидрографическая сеть представлена реками формирующими бассейн реки Таз (Варга-Сылькы, Катырылька);
			Поверхностные воды могут быть использованы только для технического водоснабжения. Вечномерзлый на водоразделах 1,0-1,15 в понижениях рельефа 2-2,5 0,7-3,0
			Господствующим ландшафтом является северная тайга, в которой преобладают лесотундровые и безлесые участки (залесенность площади 40-60 %).
			Видовой состав леса: ели, лиственница; реже сосна, кедр, береза. В животном мире доминируют представители северо-таежного фаунистического комплекса: заяц-беляк, ондатра, песец, лисица, белка, глухарь, различные виды уток
12		км км м м	122 зимник 101 12
13	для жилого городка ДЭС-100 - 1шт.		Артскважина - 50% Подвоз в а/цистернах - 50% на расстояние 6 км котельная ПКН-2М -2шт. в блок боксе Б-12, или ТПГУ-3.2 (котёл Е-1,6-0,9 - 3 шт. в т.ч. 1 резерв) радиостанция, селекторная связь г. Н. Уренгой

Таблица 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Стратиграфическое подразделение	Глубина залегания, м	Мощность, м	Элементы залегания (падения) пластов по подошве	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки, (структура, текстура, минеральный состав и так далее)
Название	Индекс	От (кровля)	До (подошва)		угол,° '	азимут, °
1	2	3	4	5	6	7	8
Четвертичные	Q	0	100	100	0	-	Торф, суглинки, супеси, глины, пески
Тибейсалинская	P1 tbs	100	380	280	-	-	Пески, в нижней части глины алевритистые
Танамская	К2tn	380	560	180	030"	270	Алевролиты глинистые, глин опоковидные
Часельская	К2 cs	560	770	210	100"	270	Чередование пачек глинистых алевролитов и алевролитовых глин толщиной 20-40 м.Глины алевролитистые в нижней части, прослоями опоковидные
Кузнецовская	К2 kz	770	890	120	140"	270	Глины плотные
Газсалинская пачка (Сенон I. II)		780	840	60	140"	270	Алевролиты, глины
Покурская (сеноман)	К2 pk	830	1300	470	145"	270	Чередование песков и песчаников, алевролитов и глин (пласты ПК1 - ПК6)
Покурская (альб+апт)	К2 pk	1300	1590	290	145"	270	Чередование песчаников, алевролитов и глин (пласты ПК7- ПК18)
Малохетская (верхняя)	К1 mh	1590	1680	90	145"	270	Переслаивание пластов песчаников, алевролитов и глин (пласты ПК19- ПК24)
Малохетская (нижняя)	К1 mh	1680	2030	350	145"	270	Переслаивание песчаников, алевролитов и плотных глин
Суходудинская	К1 сd	2030	2500	430	145"	270	Песчаники, иногда карбонатные, алевролиты, глины алевролитистые (пласты АТ0, АТ1)

Таблица 1.3 Геокриологические данные разреза

Интервал, м	Глубина залегания нейтрального слоя, м	Температура пород нейтрального слоя, 0С	Глубина нулевой изотермы, м	Распределение температуры, 0С	Льдистость, %	Интервалы залегания, м
						Консолидированных глин	Плывунов	Межмерзлотных таликов	Газогидратов	Криопегов
от (верх)	до (низ)						от	до	от	до	от	до	от	до	от	до
0ч40	40-100	2	-3	-	-3,0	30-40	нет				нет		нет		нет
40ч100	200	-	-	-	+0,5	10					50	90	нет		нет
100ч300	300	-	-	-	-1	10-30	130	170	-	-	нет		нет		нет
300ч360	360	-	-	400	-1ч-0	0-10	-	-	-	-	нет		нет		нет

Примечание - подошва мерзлоты на глубине 400 м

Таблица 1.4 Дополнительные сведения по мерзлоте

Засоленность воды в зоне ММП, %	Давление разрыва пород, МПа	Коэффициент осадки грунта при оттаивании ММП	Удельная теплоемкость пород, Дж / (кг Ч К0)	Коэффициент теплопроводности пород, Вт / (м Ч К0)	Температура фазового перехода воды в лед, 0С
			талые	мерзлые	талые	мерзлые
0,1-0,4	17	0,2	750	560	пески		-1,0
					2,15	2,35
					супеси
					1,55	1,65
					глины
					1,30	1,45



Таблица 1.5 Нефтегазоносность

Индекс пласта	Интервал залежи, м	Тип флюида	Плотность, кг/м3	Относительная плотность газа по воздуху	Проницаемость, (мДа) / подвижность, (мкм 2 /МПа Ч с)	Содержание, %	Средний дебит, тыс. м3/сут. м3/сут	Температура на устье, 0С	Температура в пласте, 0С	Пластовое давление, МПа	Газовый фактор, м3/м3
	от (верх)	до (низ)					серы	парафина
сенон I	780	795	газ		0,569	26/-			77,8-82,4	-	20	9,23	-
сенон II	800	840	газ		0,569	32/-			101,7-216		21	9,42
ПК1	890	979	газ		0,563	0,3-3,8/-			374,5-698,4	-	23	8,88	-
ПК12	1319	1330	газ		0,579	90,2/-			208,2		37	12,93
ПК16	1475	1493	газ		0,563	33,3/-			456,5		43	14,46
ПК 171	1497	1522	газ		0,570	29,6/-			249,9		37	14,68
ПК172	1526	1546	газ нефть	913	0,565	51,6/-			2,88		33	14,96	2,7
ПК18	1553	1559	нефть	915	-	-/61,1			0,42		38	15,23	2,7
ПК19	1583	1590	газ нефть	997	0,664	60,9/-			170,4 5,2		38	15,52	2,7
ПК21-22	1666	1687	газ нефть	917	0,566	61,4/-			63,6 0,96		44	16,33	2,7
ПК24	1752	1763	газ		0,568	55/-			61,0-168,1		47	17,18	-
АТ0	2051	2057	газ		0,566	9,5/-			65,65		51	20,10	-
АТ1	2062	2109	газ		0,560	14,8/-			86,9		52	20,22	-
БТ12	2450	2460	газ		0,636	1,4/-			-		53	25,22	-



Таблица 1.6 Характеристика вскрываемых пластов

Индекс пласта	Интервал залегания	Тип коллектора	Тип флюида	Проницаемость, мД	Коэффициент газо-, конденсато-, нефтенасыщенности	Пластовое давление, МПа	Коэффициент аномальности	Толщина глинистого раздела флюид-вода, м
	от (верх)	до (низ)
сенон I	780	795	Терригенный	газ	25,8	56	9,23	1,24	н/д
сенон II	800	840	Терригенный	газ	25,8	54	9,42	1,24
ПК1	890	979	Терригенный	газ	960-975	-82	8,88	1,05
ПК12	1319	1330	Терригенный	газ	21ч75,5	65	12,93	1,00
ПК16	1475	1493	Терригенный	газ	22,8ч43,6	65	14,46	1,00
ПК 171	1497	1522	Терригенный	газ	9,37ч19,3	65	14,68	1,00
ПК172	1526	1546	Терригенный	газ, нефть	12,1ч54,0	73	14,96	1,00
ПК18	1553	1559	Терригенный	нефть	20,2ч80,8	-	15,23	1,00	4ч17
ПК19	1583	1590	Терригенный	газ, нефть	56,0ч62,3	60	15,52	1,00	8ч22
ПК21-22	1666	1687	Терригенный	газ, нефть	83,6	64	16,33	1,00
ПК24	1752	1763	Терригенный	газ	22,0ч110,8	59	17,18	1,00
АТ0	2051	2057	Терригенный	газ	22,1ч208,3	55	20,10	1,00
АТ1	2062	2109	Терригенный	газ	126,3ч356,8	50	20,22	1,00
БТ12	2450	2460	Терригенный	г/к	0,5ч50,0	50	25,22	1,05



Таблица 1.7 Водоносность

Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Дебит, м3/сут	Тип воды по составу	Минерализация общая, г/л	Относиться к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
от (верх)	до (низ)
0	40-100	терригенный	-		Комплекс в зоне ММП
40-100	130	терригенный	1000	До 250	Гидрокарбонатные, Кальцево-магниевые*	0,1-0,4	да
130	300	терригенный	-		Комплекс в зоне ММП
300	360	терригенный	-		Комплекс в зоне ММП 2,3-5,7	нет
360	770	терригенный			Региональный водоупор
770	840	терригенный	1004	209,0	Хлор-кальциевый*	8,4	нет
840	890	терригенный	-		Региональный водоупор
890	1590	терригенный	1006	4,9-245	Хлор-кальциевый*	10,6-9,3	нет
1590	2500	терригенный	1011	0,6-138	Хлор-кальциевый, гидрокарбонатно-натриевый	12,5-20,1	нет

Таблица 1.8 Градиенты давлений по разрезу

Интервал, м	Градиенты
от (верх)	до (низ)	пластового давления, МПа/м	гидроразрыва пород, МПа/м	горного давления, МПа/м	геотермический, оС/100м
0	40	0,0100	0,0200	-	зона ММП
40	140	0,0100	0,0200	-	талые породы
140	200	0,0100	0,0174	0,0195	зона ММП
200	300	0,0100	0,0174	0,0196	зона ММП
300	380	0,0100	0,0174	0,0204	зона ММП
380	770	0,0100	0,0178	0,0204	4,0
770	890	0,0124	0,0180	0,0207	4,0
890	1300	0,0105	0,0181	0,0208	4,0
1300	1590	0,0100	0,0181	0,0209	4,0
1590	2030	0,0100	0,0184	0,0213	2,8
2030	2500	0,0100	0,0187	0,0215	2,8

Таблица 1.9 Отбор керна шлама

Отбор керна	Отбор шлама
Индекс пласта	интервал, м	технические средства	интервал, м	частота отбора
	от (верх)	до (низ)	метраж отбора керна		от (верх)	до (низ)
сенон I	775	805	30	Керноотборный снаряд УКР-172/100 (производство Павловского машиностроительного завода, Пермская обл., Очерский р-он, п. Павловский)	По требованию
сенон II	808	828	20		геологической службы
сеноман ПК1	864	959	95
ПК12	1282	1297	15
ПК16	1432	1442	10
ПК171	1470	1475	5
ПК 172	1483	1503	20
ПК18	1521	1536	15
ПК19	1550	1560	10
ПК21-22	1626	1671	45
ПК24	1711	1731	20
АТ0	2002	2007	5
АТ1	2008	2018	10
БТ12	2450	2460	10

2. Техническая часть

2.1 Анализ состояния техники и технологии бурения скважины на месторождении

На Береговом месторождении бурение осуществляется с применением следующего наземного и скважинного оборудования:

1. Буровые установки типа Уралмаш-3Д, Уралмаш-4Э, БУ-3000ЭУК-1М, БУ-75БрЭ, БУ-3200/200 ЭУК-2М;

2. Буровые насосы УНБ - 600, УНБТ-600;

3. Забойные двигатели типа: 3ТСШ1-240, 3ТРХ -240, 3ТРХ-195, А9ГТШ и др.;

4. Долота: III 215.9 МСЗ-ГВ-R 155, III 215.9 С-ГВ R192, ІІІ 295,3 МС - ГВ R105, ЙЙЙ 295,3 МСЗ-ГНУ-R37, III 393,7 МСЗ-ЦВ-12, III 490 МЗ-ЦВ-1;

5.Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора: Циркуляционная система ЦС4Э-76М (ЦС БМ-БА-2900ДЭП-3) (ТУ 26-02-555-84), глиномешалка МГ2-4 (ТУ 39-01-396-78) или с помощью гидромешалки ГДМ-1 , вибросито ВС-1 (ТУ 39-01-08-416-78), пескоотделитель ПГ-50 (ГКЦ-360) (ТУ 26-02-1079-89), илоотделитель ИГ-45 (ТУ 26-02-982-84), центрифуга, дегазатор ДВС-2К (ТУ 41-01-065-74), конвейер шнековый КШ 40/12 ( ТУ 3661-004-00136627-00);

6. Выбор компоновки низа бурильной колонны зависит от горно-геологических условий места проводки скважины, конструкции скважины, способа бурения, различных осложнений и прочего.

Таблица 2.1.1 Результаты анализа промысловой информации о компоновке бурильного инструмента по Береговому месторождению

Условный номер КНБК	Интервал бурения по вертикали	Элементы КНБК
		типоразмер, шифр	ГОСТ, ОСТ на изготовление	техническая характеристика	назначение
				наружный диаметр, мм	длина, м	масса, кН
1	2	3	4	5	6	7	8
1	0-150	Долото III 490 C-ЦВ-1 Труба УБТ-392 Д (квадратное) Труба УБТ-229 Труба УБТ-203 Труба УБТ-178 Труба ПК-1279 Д3 (ЗП-162-95-2)	ГОСТ 20692-75 6325.000ТУ 6325.000ТУ 6325.000ТУ 6325.000ТУ ГОСТ Р 5027892	490,0 392,0 229,0 203,0 178,0 127,0 (162,0)	0,50 24,9 8,30 8,30 8,30 99,70	3,00 169,86 22,53 17,68 13,54 31,13	Бурение под направление
2	150-600	III 393,7 М-ЦВ-12 Калибратор КС-393,7 СТ Турбобур ТБ-240 Калибратор К-393,7 Труба УБТ-203 Калибратор К-393,7 Труба УБТ-203 Труба УБТ-178 Труба ПК-1279 -Д3 (ЗП-162-95-2)	ГОСТ 2069275 ТУ 26-02-14-01-26-94 ГОСТ 26673-90 ТУ 26-02-14-01-26-94 6325.000ТУ ТУ 26-02-14-01-26-94 6325.000ТУ 6325.000ТУ ГОСТ Р 5027892	393,7 393,7 240,0 393,7 203,0 393,7 203,0 178,0 127,0 (162,0)	0,35 1,10 8,21 1,10 8,30 1,10 16,60 49,80 513,44	1,72 3,20 20,17 3,20 17,68 3,20 35,36 81,23 160,29	Бурение под кондуктор
3	600-775 805-808 828-864 954-1100	Долото III 295,3 М-ГН-R105 3ТРХ-240М (ТШГ-240) КОБхЗ-171 УБТ-203 УБТ-178 ПК 1279 Д3 (ЗП-162-95-2)	ТУ3664-874-0217478-95 ГОСТ 2667-3-90 ОСТ 39-096-79 6325.000ТУ 6325.000ТУ ГОСТ Р50278-92	295,3 240,0 203,0 203.0 178,0 127,0(162,0)	0,30 23,20 0,45 24,90 49,80 1001,35	0,75 59,75 0,65 53,06 81,22 312,62	Бурение под промежуточную колонну
4	775-805 808-828 864-954	Бурголовка 214,3/100 КТСИ Керноотборный снаряд УКР-172/100 КОБхЗ-171 УБТ-178 ПК 1279 Д3 (ЗП-162-95-2)	ГОСТ 264-74-85 ТУ 39-1263-88 ОСТ 39-096-79 6325.000ТУ ГОСТ Р50278-92	214,3 172,0 203,0 178,0 127,0(162,0)	0,20 15,82 0,45 49.80 903,73	0,35 11,80 0,65 81,22 282,14	Отбор керна при бурении под промежуточнуюколонну
5	1100-1282 1297-1432 1442-1470 1475-1483 1503-1521 1536-1550 1560-1626 1671-1711 1731-2002 2007-2008 2018-2450 2460-2500	Долото III 215,9 МЗ-ГВ-R155 ТШГ-195 КОБ 178хЗ-147 УБТ-178 ПК 1279 Д3 (ЗП-162-95-2) ПК 1279 Е3 (ЗП-162-95-2)	ТУ36648740121743895 ГОСТ 26673-90ТУ 2667390 ОСТ 39-096-79 6325.000ТУ ГОСТ Р5027892 ГОСТ Р5027892	215.9 195.0 178.0 178.0 127,0(162,0) 127,0(162,0)	0,25 25,70 0,41 24.90 2000,00 648,74	0,38 47.40 0,45 40.61 624,40 202.53	Бурение под эксплуатационную колонну
6	1282-1297 1432-1442 1470-1475 1483-1503 1521-1536 1550-1560 1626-1671 1711-1731 2002-2007 2008-2018 2450-2460	Бурголовка 212,7/100 СЗ Керноотборный снаряд УКР-172/100 КОБхЗ-147 УБТ-178 ПК 1279 Д3 (ЗП-162-95-2) ПК 1279 Е3 (ЗП-162-95-2)	ГОСТ 21210-75 ТУ 39-1263-88 ОСТ 39-096-79 6325.000ТУ ГОСТ Р5027892 ГОСТ Р5027892	212,0 172,0 203,0 178,0 127.0(162,0) 127.0(162.0)	0,20 15.82 0,41 24,90 2000,00 598.67	0,35 11,80 0,45 40.61 624,40 186,90	Отбор керна при бурении под эксплуатационную колонну

2.2 Выявление вида и зон осложнений в скважине

Выявление зон осложнений проводим с учетом данных о геологическом строении разреза и результатов обработки промысловых данных.

Таблица 2.2.1 Возможные осложнения при бурении

Интервал, м	Вид, характеристика осложнения	Условия возникновения осложнений
От (верх)	До (низ)
0	120	Растепление ММП, обвалы стенок скважины, водопроявления	При длительной остановке в процессе бурения
120	360	Растепление ММП, кавернообразования, прихваты	При длительной остановке в процессе бурения
360	770	Кавернообразования, сужение ствола, прихваты	При длительной остановке в процессе бурения, низкое качество бурового раствора, высокие значения показателя фильтрации.
770	890	Прихваты, газоводопроявления, возможны поглощения бурового раствора после его утяжеления. Рпл>Ргст на 24% при вскрытии пластов сенон I и сенон II; Рпл>Ргст до 5%, для ПК 1	Несоответствие параметров раствора пластовому давлению. Создание депрессии или большой репрессии при СПО
890	1100	Возможны кавернообразования, поглощения бурового раствора, Р пл = Р гст	Низкое качество бурового раствора, большая водоотдача, СНС, малая вязкость
1100	1590	Разгазирования бурового раствора при вскрытии газонасыщенных пластов, Р пл = Р гст	Несоответствие параметров раствора пластовому давлению. Создание депрессии или большой репрессии при СПО
1590	2030	Газопроявления поглощение раствора, сальникообразование, разбавление раствора пластовой водой, Рпл = Р гст	Снижение гидростатического давления на пласт при подъеме инструмента, недолив скважины
2030	2500	Газоводопроявления при вскрытии пластов АТ0-АТ1, слабые поглощения промывочной жидкости, Рпл = Р гст	Низкое качество бурового раствора, большая водоотдача, СНС, малая вязкость, снижение гидростатического давления на пласт при подъеме инструмента, недолив скважины, разжижение бурового раствора

2.3 Конструкция скважин

Таблица 2.3.1 Обоснование конструкции скважины

Наименование колонн	Диаметр колонн, мм	Глубина спуска (по вертикали), м	Назначение обсадных колонн; обоснование выбора диаметра, секционности, глубины спуска колонн и способа цементирования
Направление	426	150	Спускается для перекрытия водоносных горизонтов четвертичных отложений (талик) и части многолетнемерзлых пород с установкой башмака в плотные глины. Цемент поднимется до устья.
Кондуктор	324	600	Спускается для перекрытия всей мощности мерзлых пород. Башмак устанавливается в плотные глины Часельской свиты. Устье оборудуется ПВО с целью предотвращения аварийных газопроявлений из сенонских I, II и сеноманских отложений. Колонна цементируется до устья прямым способом.
Промежуточная	245	1100	Спускается для перекрытия сенонских I, II и сеноманских отложений. Устье оборудуется ПВО с целью предотвращения аварийных газопроявлений из ниже лежащих продуктивных отложений. Башмак устанавливается в глинистые отложения Покурской свиты. Цементирование колонны - в одну ступень, прямым способом с подъемом тампонажного раствора до устья. Допускается встречное цементирование.
Эксплуатационная	146	2500	Спускается с целью качественного испытания продуктивных отложений и предупреждения перетоков пластового флюида из продуктивных горизонтов в вышележащие пласты. Спуск предусматривается одной секцией. Цементирование - в одну ступень, прямым способом с подъемом тампонажного раствора до устья.

2.4 Тип и свойства промывочной жидкости

Тип и данные параметры буровых растворов для бурения данной скважины представлены в таблице 2.4.1 и основаны на промысловой информации с Берегового месторождения. При проходке интервала под кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины. Наличие в разрезе ММП предъявляет к раствору повышенные требования в части обеспечения устойчивости ствола скважины, снижения интенсивности кавернообразования. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и невысоким значением показателя фильтрации. При бурении ММП следует стремиться к максимальному ускорению всех работ, сокращению времени воздействия глинистого раствора на породу, снижению температуры бурового раствора.

Тип бурового раствора	Интервал бурения (по вертикали), м	Плотность, кг/м3	Условная вяз- кость, с	Показатель фильтрации по ВМ-6, см3/30мин	Корка, мм	Коэффициент трения глинистой корки, по ФСК-2	СНС, дПа	рН	Реологические характеристики	Содержание ТФ, %	Содержание песка, %
	от (верх)	до (низ)						1 мин	10 мин		пластическая вязкость, мПас	динамическое напряжение сдвига, дПа
Полимер-глинистый	0	70	1060-1160	35-40	7-8	1	?0,35	5-10	20-30	7-8	5-6	12-15	до 15	до 3
	70	150	1160-1200	45-60	6-7	1	0,3	20-30	30-40	7-8	10-12	40-60	до 27	2-3
	150	400	1060-1160	35-40	7-8	1	?0,35	5-10	20-30	7-8	5-6	12-15	до 15	до 2
	400	600	1160-1200	40-50	5-6	1	?0,30	20-30	30-40	7-8	12-15	40-60	до 20	2-3
	600	700	1060-1100	35-40	7-8	1	0,35	5-10	20-30	7-8	5-6	12-15	до 2	до 1,5
Полимер - Глинистый утяжеленный	700	1100	1340-1360	40-50	7-8	1-1,5	<0,20	20-30	40-45	8-9	12-15	40-50	3	1
Полимер-глинистый	1100	1300	1060-1080	22-25	6-7	0,5	0,3	5	10	7-8	10-12	20-25	9-15	до 1,5
	1300	2500	1080-1100	25-35	5-6	1,0	0,3	10	20	7-8	12-15	20-25	15-16	менее 1,0

Таблица 2.4.1 Тип и параметры бурового раствора

2.5 Анализ физико-механических свойств горных пород разреза

При проведении анализа физико-механических свойств горных пород определил твердость пород по штампу (Рш), категорию их твердости и абразивности, также определил среднее время контакта (ф_к) вооружения долота с забоем необходимого для объёмного разрушения пород, подготовил данные к разделению геологического разреза скважин на интервалы условно одинаковой буримости [2]. Результаты анализа физико-механических свойств горных пород представлены в таблице 2.5.1

Таблица 2.5.1 Анализ физико-механических свойств горных пород

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, мД	Глинистость, %	Карбонатность, %	Категория твердости	Коэффициент пластичности	Категория абразивности	Категория породы по промысловой классификации (мягк., средняя и т.д.)
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Q	0	100	Пески, супеси, суглинки	1800-2100	38-40		20		1-3	1,5-3,6	6-7	мягкая (мёрзлая)
P1 tbs	100	380	Пески, глины алевритистые	2000	35		20		1-3	1,5-3,6	3-6	мягкая (мёрзлая)
К2tn	380	560	Алевролиты, пески	2000	30		10		1-4	1,5-3,6	5-7	мягкая (мёрзлая)
К2 cs	560	770	Глины, алевролиты	2000-2100	30		60		1-4	1,5-3,6	3-6	мягкая (мёрзлая до 360 м)
К2 kz	770	890	Алевролиты, глины алевритовые, песчаники	2200	20	26-32	40-50	0-5	1-4	1,5-3,6	3-5	мягкая
К pk (сеноман)	900	1300	Пески, песчаники, алевролиты, глины	2100	24-25	260-960	10-20	0-2	2-4	1,8-4,2	3-8	мягкая, средняя
К1pk (альб-апт)	1300	1590	Переслаивание песчаников, алевролитов и глин	2100	24-25	-	20-30	0-2	2-4	1,8-4,2	4-8	мягкая, средняя
К1 mh Малохетская	1590	1680	Песчаники, глины, алевролиты	2000-2200	34-39	104	20-30	0-5	3-4	1,1-4,5	4-8	мягкая, средняя
	1680	2030	Песчаники, алевролиты и глины	2100-2300	17-25	94	5-10	0-5	4-7	1,1-4,5	3-8	мягкая, средняя
К1 сd Суходудинская	2030	2500	Песчаники карбонатные, алевролиты и аргиллиты	2100-2500	23	16-30	20-40	1-4	4-5 3-4	1,5-3,6	3-8	мягкая, средняя

2.6 Разделение геологического разреза скважины на интервалы по буримости

Разделение геологического разреза скважины на интервалы условно одинаковой буримости пород, производится по промысловым данным, с учётом механической скорости бурения и зон осложнений. После разделения разреза на интервалы условно одинаковой буримости определяются средневзвешенные по интервалам величины Р_ш, _к и категории твердости (К_т) и абразивности (Ка) пород. Разделение геологического разреза скважины на интервалы условной буримости позволит более точно запроектировать режим бурения скважины.

Полученные интервалы сводим в таблицу 2.6.1 с обозначением времени контакта вооружения долота с забоем скважины.

Таблица 2.6.1 Средневзвешенные по интервалам величины Р_ш, _к и категории твердости (К_т) и абразивности (Ка) пород

Интервал, м	Рш, мПа	фк	Кт	Ка
от (кровля)	до (подошва)
0	150	280-350	3,0	1-3	6-7
150	600	360-420	3,5	1-4	3-6
600	1100	680-720	3,5	2-4	3-6
1100	2500	800-850	4,5	3-6	3-8

2.7 Выбор типа долота и его промывочного узла

Выбор долота производим для каждого интервала учитывая твердость, абразивность горных пород и конструкцию скважины, а также с учётом моделей долота на основе анализа промысловых данных. Результаты выбора долот и типов промывочных узлов сведены в таблицу 2.7.1.

Интервал бурения под кондуктор осуществляем долотом ІІІ 393,7 М-ЦВ с открытой опорой и тип промывочного узла центральный, количество насадок 1.

В интервеле бурения под промежуточную колонну принимаем долото III 295,3 М-ГН-R105 с боковым типом промывочного узла и открытой опорой, количество насадок 3.

Интервал бурения под эксплуатационную колонну в интервале 1100-2500 м. осуществляем долотом III 215,9 МЗ-ГВ-R155 с боковым типом промывочного узла и открытой опорой, количество насадок 3.

Тип промывочного узла долота выбирается по промысловым данным. Наиболее эффективно применять центральные насадки, насадки с вибрирующей струей, две боковые насадки, приближенные к забою при отсутствии третьего промывочного узла ( для свободного выхода шлама из-под долота). При этом стенки скважины не будут разрушаться от воздействия встречных потоков жидкости, движущихся от забоя и на забой.

Таблица 2.7.1 Типоразмер породоразрушающего инструмента

Интервал, м	Типоразмер долота	Кт	Ка	Насадки, шт.
0-150	ІІІ 490,0 С-ЦВ-1	2,5	6,5	1
150-600	ІІІ 393,7 М-ЦВ-12	2	4,5	1
600 - 1100	ІІІ 295,3 М-ГН-R105	3	4.5	3
1100 - 2500	III 215,9 МЗ-ГВ-R155	4	5	3

2.8 Выбор способа бурения

Выбор способа бурения проводим на основании анализа промысловых данных, опыта бурения, наличия осложнений возникающих в процессе проводки скважины, когда бурение каким-либо способом невозможно в силу ряда обстоятельств, например скважинных условий, а также с учётом частот вращения долота, обеспечивающих необходимые величины времени контакта вооружения шарошек долота с забоем скважины.

Так как в интервале условно одинаковой буримости 0-150м возможны осложнения, связанные с обвалами и поглощениями, применяется долото повышенной энергоёмкости при возможности улучшения очистки забоя скважины и доразрушения пород струёй жидкости, то выбираем роторный способ бурения.

Оценивая параметры бурового раствора, температуру на забое скважины, условия проводки скважины, частоту вращения долота и с учётом геологического разреза (разрез сложен более плотными горными породами) выбираем для последующих интервалов турбинный способ бурения.

Определяем частоту вращения долота для интервала 150-600 м:

n_ф = (4,8 - 7,2)·10³·t_z/(R·ф_k),

где t_z = 0.052 м - средняя величина шага зубцов переферийных венцов шарошки долота с учетом ширины проекции площадки контакта одного зубца с забоем вдоль образующей шарошки в момент максимального вдавливания зубца в породу забоя, долота 295..3 МСГНУ.

R = 0.197 - радиус долота, м

ф_k= 3 млс - время контакта вооружения долота с забоем скважины.

(4,8 - 7,2) - коэффициент, нижний предел для пород типа Т, а верхний - М

Подставляем числовые значения в формулу:

Интервал 150-600 м

n_ф = 6·10³·0.052/(0.197·3,5) = 450 об/мин

Интервал 600-1100 м

n_ф = 5·10³·0.043/(0.148·3,5) = 415 об/мин



Интервал 1100-2500 м

n_ф = 4,8·10³·0.035/(0.108·4) = 390 об/мин

Таблица 2.8.1 Результаты расчетов

Интервал, м	Кф	tz, м	R, м	фк, млс	nф, об/мин	Способ бурения
от	до
0 150 600 1100	150 600 1100 2500	6,5 6,0 5,0 4,8	0.065 0.052 0.043 0.032	0.245 0.197 0.148 0.108	3,0 3,5 3,5 4,0	60 450 415 390	роторный турбинный турбинный турбинный

Частота вращения долота для интервала 0-150 м принята с промысловых данных.

Приравниваем n к оптимальной частоте вращения вала двигателя (n_оп), предварительно выбираем турбобур 3ТСШ-240 с частотой вращения n_t=450 об/мин для интервала 150-600 м. Для интервала 600-1100 предварительно выбираем турбобур А9Ш с частотой вращения n_t=415 об/мин, а для интервала 1100-2500 выбираем турбобур ТПС-172 с частотой вращения n_t=390 об/мин.

2.9 Обоснование компоновки бурильной колонны

При бурении скважин на Южно-Русском месторождении используют бурильную колонну, состоящую из утяжеленных и стальных бурильных труб. Диаметр бурильных труб, входящих в компоновку бурильной колонны, можно определять по формулам (2.9.1), (2.9.2), но учитывая анализ промысловых данных и экономические факторы выбираем следующие типы труб и соответствующие им характеристики. Результаты выбора сносим в таблицу 2.9.1



D_УБТ = (0,75…0,85)D_д, м (2.9.1)

D_ТБПК = (0,6…0,66)D_д, м (2.9.2)

где: D_УБТ, D_ТБПК - диаметр утяжеленных, стальных бурильных труб соответственно, м;

D_д - диаметр долот, м;

Таблица 2.9.1 Характеристики бурильных труб

Интервал, м	Тип трубы	Наружный диаметр, мм	Группа прочности материала	Толщина стенки, мм
От (верх)	До (низ)
0	150	УБТ ПК	203 127	Д Д	51,5 9,19
150	600	УБТ ПК	203 127	Д Д	51,5 9,19
600	1100	УБТ ПК	203 127	Д Д	51,5 9,19
1100	2500	УБТ ПК	178 127	Д Д	49 9,19

Для интервалов, которые бурятся роторным способом расчёт проводится по следующим формулам [1], [5]:

Длину УБТ определяем из условия придания нижней части бурильной колонны необходимых динамических свойств по формуле:

?_УБТ = , м

где: Т_др - полупериод продольных зубцовых вибраций низа бурильного инструмента;

с = 5100 м/с - скорость распространения звука в металле труб;



где R_м - мгновенный радиус долота, м;

n - частота вращения долота, об/мин;

t_п - средняя величина шага зубцов по венцу, м;

G_д - динамическая нагрузка на долото, Н;

E_м, F - модуль упругости и площадь поперечного сечения тела вала ГЗД. соответственно, МПа и м²;

в - угол наклона оси шарошки к оси долота;

a_п - жесткость пары «зубец-порда» для переферийных венцов;

Длину стальных труб рассчитываем из условия создания недостающей нагрузки на долото:

?_ПК = , м

где: G - осевая нагрузка на долото (табл. 2.10.1), кН;

G_УБТ - вес УБТ, кН;

q_ПК - вес 1м стальных труб, кН/м;

в_а - коэффициент, учитывающий Архимедову силу:

,

где: с_ж, с_ПК - плотность промывочной жидкости и труб ПК соответственно, кг/м³;

Для всех остальных интервалов расчёт проводится по следующим формулам [1], [5]:



Длину УБТ определяем из условия придания нижней части бурильной колонны необходимых динамических свойств по формуле:

?_УБТ = (?_т - ?_п), м

где: с = 5100 м/с - скорость распространения звука в металле труб;

?_т - длина турбобура (табл. 2.9.1), м;

?_п - расстояние от забоя до осевой опоры турбобура, м;

Т_д - период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя;

где: R - радиус долота, м;

n - частота вращения долота, об/мин;

t_п - средняя величина шага зубцов по венцу, м;

G_с - статическая нагрузка на долото, Н;

Длину стальных труб рассчитываем из условия создания недостающей нагрузки на долото:

?_СБТ = , м

где: G - осевая нагрузка на долото (табл. 2.10.1), кН;

G_УБТ - вес УБТ, Н;

G₃ - вес забойного двигателя (табл. 2.9.1), кН;

q_ПК - вес 1м стальных труб, кН/м;

в_а - коэффициент, учитывающий Архимедову силу:

,

где: с_ж, с_ПК - плотность промывочной жидкости и труб ПК соответственно, кг/м³;

Исходные данные и результаты расчетов сведены в табл. 2.9.1, 2.9.2.

Для примера произведем расчет компоновки бурильной колонны для 1-го интервала (0-150 м):

= 0,011 с;

?_УБТ = = 24 м;

?_ПК = = 99,7 м;

Таблица 2.9.2 Расчет длины УБТ

Интервал,м	?т, м	?п, м	Тд, с	?УБТ, м	n, об/мин
0-150 150-600 600-1100 1100-2500	- 23,55 16,50 26,25	- 2,7 2,1 2,8	0,011 0,036 0,010 0,009	24 72 72 24	60 450 415 390

Таблица 2.9.3 Расчет длины ПК

Интервал,м	Gу, кН	G3, кН	qпк, кН/м	Gmax, кН	?ПК, м	Сж,кг/м3
0-150 150-600 600-1100 1100-2500	51,36 154,08 154,08 37,44	- 59,8 44,05 33,25	0,31 0,31 0,31 0,31	46,80 190,40 177,32 102,00	99,70 513,44 1001,35 2450,39	1160 1160 1300 1080



2.10 Проектирование режима бурения

2.10.1 Расчет осевой нагрузки на долото

Осевая нагрузка на долото определяется из условия объемного разрушения пород на забое скважины, исходя из твердости горных пород по штампу [1].

G = Р_ш · F_к , Н (2.10.1.1)

где: Р_ш - твердость пород по штампу, МПа;

F_к - площадь контакта вооружения долота с забоем, м²;

F_к = 0,4У?_iв₃, м² (2.10.1.2)

где: ?_I - средняя сумма длин зубьев по образующей от трех шарошек долота, м;

в₃ - ширина площадки притупления зубьев долота с условием вдавливания в породу, м;

Максимальную нагрузку на долото определяем по формуле:

G_max = Р_ш^max F_к, Н (2.10.1.3)

где: Р_ш^max - максимальная твердость по штампу, МПа;

Динамическую составляющую осевой нагрузки на долото вычисляем по следующей формуле:

G_д = 0,15 · G_max , Н (2.10.1.4)

Рассчитаем осевую нагрузку на долото для интервала условно одинаковой буримости 150-600 м.:

F_к = 0,4·0,145·0,0058=3.4 · 10^-4, м²

G_min= 280·10⁶·3,4·10^-4=95200, Н

G_max = 560·10⁶·3,4·10^-4=190400, Н

G_д = 0,15·190400=28560, Н

Расчёт для остальных интервалов условно одинаковой буримости производится по той же методике, что и интервал 150-600м. Исходные данные необходимые для расчёта и результаты вычислений сведены в таблице 2.10.1.1

Таблица 2.10.1.1 Осевая нагрузка на долото

Интервал, м	У?I, м	в3, 10-4 м	Fк, 10-4м2	Рш, МПа	Gmin, Н	Gmax, Н	Gср, Н	Gд, Н
0-150 150-600 600-1100 1100-2500	0,195 0,145 0,130 0,06	50 58 55 50	3,90 3,40 2,86 1.20	50-120 280-560 400-620 600-850	19500 95200 114400 72000	46800 190400 177320 102000	33150 142800 145860 87000	7020 28560 26598 15300

2.10.2 Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов

Для расчета максимального давления на выкиде буровых насосов при бурении с забойными двигателями применяем формулу [1]:

, МПа (2.10.2.1)

где: G_max - максимальная осевая нагрузка на долото, кН;

G_вр - вес вращающихся элементов турбобура (забойного двигателя), кН;

Т_п - осевая нагрузка на осевую опору двигателя, кН; Т_п =25 кН;



, м² (2.10.2.2)

где: d_ср - средний диаметр турбинок, м ;

Р_оч - давление необходимое для очистки забоя от выбуренной породы, МПа;

, МПа (2.10.2.3)

где: Q_min - расход промывочной жидкости, достаточной для хорошей очистки скважины от выбуренной породы, л/с;

N_оч - мощность, расходуемая на подъем шлама над забоем скважины (на "очистку" забоя), кВт;

, кВт (2.10.2.4)

где: D_с - диаметр скважины с учетом коэффициента уширения, м;

_п, ₁ - соответственно, плотность породы и промывочной жидкости, поступающей на забой, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

V_м - механическая скорость проходки, м/с;

L_c - глубина скважины ила интервал бурения, м;

, л/с (2.10.2.5)

где: V_кп - скорость в кольцевом пространстве, м/с;

F_кп - площадь кольцевого пространства, м²;



, м/с (2.10.2.6)

где: V_в - скорость ветания, м/с;

, м/с (2.10.2.7)

где: d_ч - условный диаметр частиц выбуренной породы, м;

, м² (2.10.2.8)

, м² (2.10.2.9)

где: F_скв - площадь скважины, м²;

, м² (2.10.2.10)

где: F_тр - площадь труб, м²;

Р_др - давление необходимое для доразрушения забоя, МПа;

, МПа (2.10.2.11)

где: ₁ - плотность промывочной жидкости, поступающей на забой, кг/м³;

V_и - скорость истечения из насадок долота, м/с;

, кН (2.10.2.12)

где: G_т- вес турбобура, кН, G_т=40,6 кН,

G_вр- вес вращающихся элементов турбобура, кН;

b-коэффициент учитывающий архимедову силу:

, (2.10.2.13)

Исходные данные и результаты вычислений сносим в таблицу 2.10.2.1

Рассчитаем максимальное давление на выкиде буровых насосов при бурении с забойными двигателями для интервала 450-1400м.:

, МПа

, м²

, Па

, Вт

, м/с

, м/с

, м²

, МПа

, Н



Для всех остальных интервалов расчёт максимального давления на выкиде буровых насосов рассчитывается по той же методике, что и для интервала 450-1400м.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 2.10.2.1 Максимальное давление на выкиде буровых насосов

Интервал,	Dc, м	Fр, м2	Nоч, Вт	сп кг/м3	сж кг/м3	dч, м	Vмех, м/с	Gвр, КН	Fкп, м2	Qmin м3/с	Pоч, МПа	Pmax,МПа	Pдр, МПа
0-150 150-600 600-1100 1100-2500	0,539 0,433 0,310 0,227	- 0,0177 0,0165 0,0165	844,8 2440,5 3659,5 6292,9	2000 2100 2200 2350	1160 1160 1300 1080	0,005 0,005 0,009 0,009	0,003 0,003 0,005 0,005	- 22,37 16,15 12,89	0,215 0,134 0,063 0.028	0,0482	0,051	14,1	0,435

Размещено на Allbest.ru