Бурение скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Геологический раздел

1.1 Характеристика района работ

1.2 Проектные данные

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

1.4 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

1.5 Геофизические исследования

1.6 Возможные осложнения по разрезу скважины

1.7.Работы по испытанию и освоение скважины, сведения по эксплуатации

2. Технологический раздел

2.1 Конструкция скважины

2.2.Выбор и расчет профиля наклонно-направленной скважины

2.3 Буровые растворы

2.4 Организационно-технические мероприятия по повышению качества крепления скважины

2.4.1 Подготовка буровой установки к креплению скважины

2.4.2 Подготовка обсадных труб

2.4.3 Выбор тампонажного материала

2.4.4 Подготовка скважины к спускуобсадных труб

2.4.5 Цементирование обсадной колонны

2.5 Выбор и расчет бурильной колонны

Список использованной литературы

стратиграфический скважина бурильный



1. Геологический раздел

1.1 Характеристика района работ

Таблица 1.1 Сведения о районе буровых работ

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Месторождение	Викторинское
Административное расположение
республика	Россия
край	Пермский
район	Октябрьский
Год ввода площади в бурение	1985
Температура воздуха, С
среднегодовая	+1,0
наибольшая летняя	+35
наименьшая зимняя	- 45
Среднегодовое количество осадков, мм	550-600
Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,5
Продолжительность отопительного периода в году, сут.	224
Продолжительность зимнего периода в году, сут.	167
Преобладающее направление ветра	юго-западное

1.2 Проектные данные

Таблица 1.2 Основные проектные данные

№	Наименование	Значение
	Номер района строительства скважин	17А
	Номера скважин, строящихся по данному проекту	см. табл. 1.1а
	Месторождение	Викторинское
	Цель бурения, назначение скважин	эксплуатация, добыча нефти
	Продуктивный горизонт	C1tl ; C1bb; C1rd(Мл)
	Проектная глубина, м по вертикали	1645
	Проектная длина, м по стволу	1795
	Число объектов освоения	1
	Вид скважин	наклонно-направленные
	Максимальный зенитный угол, град	45
	Максимальная интенсивность набора зенитного угла, град/10м	2,0
	Радиус круга допуска, м	50
	Категория скважины	вторая
	Металлоемкость конструкции, кг/м	51,3
	Способ бурения	вращательный
	Вид привода	электрический
	Вид монтажа	повторный мелкими блоками, передвижка в кусте
	Тип буровой установки	БУ- 2000/125ЭП
	Тип вышки	А-образная
	Номер основного комплекта бурового оборудования	8
	Тип установки для испытания	А-50
	Максимальная масса колонны, т: обсадной	52,6
	бурильной	61,06
	Продолжительность цикла строительства скважины, сут.	с отбором керна	без отбора керна
		109,8	54,7
	в том числе: строительно-монтажные работы	55,4	6,3
	подготовительные работы к бурению	3,0	0,9
	бурение и крепление	39,7	35,8
	освоение	10,1+1,6	10,1+1,6
	Проектная скорость бурения, м/ст. мес.	1355	1506

Примечание. * Возможно применение других типов буровых установок грузоподъемностью не менее 125т. Заказчик при выборе подрядчика по тендеру для строительства скважин по данной проектной документации обязан выполнить следующие условия: грузоподъемность буровой установки - не менее, указанной в проекте; буровая установка должна быть сертифицирована, т.е. иметь сертификат соответствия или разрешение соответствующей службы Ростехнадзора на ее применение, о данному проекту

Таблица 1.3 Номера скважин, бурящихся по данному проекту

Месторождение Поднятие	Куст	Проектный горизонт	Номера скважин	Назначение скважин
Викторинское Северо-Уякское	№ 53	тульский горизонт	149, 152,150, 151	добывающие
		радаевский горизонт (пласт Мл)	130, 133, 131, 132
Викторинское Южно-Уякское	№ 65	бобриковский горизонт	92, 93, 94
		радаевский горизонт (пласт Мл)	87, 88, 89
		тульский горизонт	90

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Таблица 1.4 Стратиграфический разрез скважины

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение
по вертикали	по стволу	название	индекс
от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	9	10
0	35	0	35	Четвертичные отложения	Q
35	81	35	81	Иренский горизонт	P1ir
81	152	81	152	Филипповский горизонт	P1fl
152	446	152	460	Артинский карбонатный ярус	P1ar (к)
446	715	460	750	Сакмарский + ассельский ярусы	P1s + a
715	837	750	881	Верхний карбон	C3
837	928	881	979	Мячковский горизонт	C2mc
928	1031	979	1090	Подольский горизонт	C2pd
1031	1083	1090	1150	Каширский горизонт	C2ks
1083	1141	1150	1210	Верейский горизонт	C2vr
1141	1207	1210	1279	Башкирский ярус	C2b
1207	1522	1279	1623	Серпуховский ярус+верхневизейский подъярус	C1s+v3
1522	1549	1623	1659	Тульский карбонатный горизонт	C1tl(к)
1549	1578	1659	1700	Тульский терригенный горизонт	C1tl(т)
1578	1601	1700	1732	Бобриковский горизонт	C1bb
1601	1618	1732	1756	Радаевский горизонт	C1 rd
1618	1645	1756	1795	Турнейский ярус	C1t



Таблица 1.5 Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс cтратиграфического подразделения	Интервал, м*	Горная порода	Стандартное описание горной породы
	От (верх)	До (низ)
1	2		5	6
Q	0	35	Суглинки, глина	Отложения элювиально-делювиального, перигляциального и эолового происхождения.
P1ir	35	81	доломиты	Доломиты с включениями гипса и ангидрита.
P1fl	81	152	доломиты	Доломиты местами сульфатизированные, кавернозные, встречаются известняки
P1ar	152	446	Известняки	Известняки органогенные, органогенно-обломочные с многочисленной фауной, окремнелые, крепкие.
P1s + a	446	715	Известняки, доломиты	Известняки кристаллические, плотные, крепкие участками окремнелые, глинистые. Доломиты разнозернистые. Известняки доломитизированные.
C3	715	837
С2mc	837	928
С2pd	928	1031	Известняки, доломиты	Известняки мелкозернистые. Доломиты кристаллические слабо глинистые.
С2ks	1031	1083	Известняки, доломит	Известняки биоморфные, детритовые, сгустковые. Доломиты мелкозернистые.
С2vr	1083	1141	Известняки, доломиты, аргиллиты	Известняки детритовые, органогенно-детритовые, доломитизированные с терригенной примесью, с прослоями аргиллитов.
С2b	1141	1207	Известняки	Известняки биоморфные, детритово-биоморфные, водорослевые, сгустковые.
C1s+ок	1207	1522	Известняки, доломиты	Известняки детритовые, органогенно-детритовые, доломитизированные с терригенной примесью.
C1tl(к)	1522	1549	Известняки, доломиты	Известняки биоморфные, детритовые, сгустковые. Доломиты мелкозернистые
C1tl(т)	1549	1578	Песчаники алевролиты аргиллиты	Песчаники, алевролиты бурые, зеленовато-серые, чередующиеся с аргиллитами и мергелями
C1bb	1578	1601
C1 rd	1601	1618
C1t	1618	1645	Известняки	Известняки биоморфные, детритово-биоморфные, водорослевые, сгустковые.

Примечание. Интервалы представлены по вертикали

1.4 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

Таблица 1.6 Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразд.	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Подвижность, мкм2/мПас	Содержание серы, % по весу	Содержание парафина, % по весу	ВНК, м	Параметры растворенного газа
	от (верх)	до (низ)		в пла-стовых условиях	Поле дегазации					газовый фактор, м3/т	содержание сероводорода, %	содержание углекислого газа, %	относительная по воздуху плотность газа	давление насыщения в пласт, МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
C1tl(т)	1549 (1659)	1573 (1687)	трещиноватый	0,823	0,861	0,02	1,62	1,7-3,4	-1325	55,2	отс.	0	1,085	9,6
C1bb	1578 (1700)	1600 (1731)	трещиноватый	0,828	0,868	0,02	1,63	1,9-3,5	-1358	57,9	отс.	0	1,085	9,98
C1rd (Мл)	1602 (1734)	1610 (1744)	трещиноватый	0,836	0,876	0,02	1,65	1,8-3,6	-1373	63,6	отс.	0	1,083	10,4

Примечание: Здесь и далее в скобках указана длина по стволу скважины.

Газоносность - свободный газ отсутствует.



Таблица 1.7 Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м*	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Химический состав воды в мг-экв форме	Степень минерализации, мг-экв/л	Тип воды по Сулину	Относится к источнику питьевого водоснабжения
	от (верх)	до (низ)			анионы	катионы
					Cl-	SO4-2	HCO3-	Ca++	Mg++	Na+K+
C1bb	1600	1601	трещиноватый	1,46	2361	9,62	1	909	295	1735	5623	ХЛК	нет
C1rd	1615	1618	трещиноватый	1,158	2536	10,98	1	956	322	1986	6598	ХЛК	нет
C1t	1628	1645	трещиноватый	1,161	3609	11,52	3	580	426	2622	7257	ХЛК	нет

Примечание. 1.* Значение интервалов приведены по вертикали.

2. Глубина залегания подошвы пресных вод до 75 м.

3. Проявления сероводородсодержащих вод в водоносных горизонтах верхнего карбона 715-837 м (по вертикали).

Таблица 1.8 Давление и температура в продуктивных пластах (в графах 5,7 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: РФЗ - расчет по фактическим замерам в скважинах)

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м*	Пластовое давление, МПа	Источник получения	Температура в конце интервала
	от (верх)	до (низ)
					С	источник получения
1	2	3	4	5	6	7
C1tl(т)	1549	1573	15,8	РФЗ	+26	РФЗ
C1bb	1578	1600	16,1	РФЗ	+29	РФЗ
C1rd (Мл)	1602	1610	16,2	РФЗ	+30	РФЗ

Примечание.

1. Градиент давления гидроразрыва пород в интервалах глубины: 0-1000м а=2,6 МПа; более 1000м а=2,34 МПа для поглощающих горизонтов 0-500 м а=1,2 МПа; более 500 м а=1,25 МП.

2. Пластовые давления даны по аналогии с соседними скважинами, давления представлены по отметкам ВНК.

3. *Интервалы представлены по вертикали.

1.5 Геофизические исследования

Таблица 1.9 Геофизические исследования

Наименование исследований	Масштаб записи	Замеры и отборы производятся
		на глубине, м	в интервале , м
			от	до
ГК, ННК, АК с ВС, ДС, БК, ИК	1:500	85	45	85
АКЦ с ВС, ГГЦ Не ранее 24 часов после цементирования	1:500	85	0	85
ГК, ННК, АКсВС, ДС	1:500	365	85	365
АКЦ с ВС, ГГЦ Не ранее 24 часов после цементирования	1:500	365	0	365
РК, АКсВС, ДС	1:500	1795	365	1795
ИК, РК, АКсВС, БКЗ, КВ, БК, МБК, МЗ	1:200	1795	1659	1745
АКЦ с ВС, ГГЦ (СГДТ), ЭМДСТ	1:500	1795	0	1795
АКЦ с ВС, ГГЦ (СГДТ)	1:200	1795	1659	1745
Контроль проводки ствола скважины бескабельной телесистемой с электромагнитным каналом связи			110	1795
Инклинометрия с шагом 10м с перекрытием 3 точек
2 приборами на глубинах 85, 110, 365м			0	365
1 прибором не менее чем через 500м проходки			365	1795
Партия ГТИ (геолого-технологические исследования, супервайзерский контроль)			50	1795

Примечание. Комплекс геофизических исследований согласно распоряжению ООО «Лукойл-Пермь» от 20.06.2009№в-107, утвержденный заместителем генерального директора по геологии и разработке В.Л.Воеводкиным.

1.6 Возможные осложнения по разрезу скважины

Таблица 1.10 Поглощения бурового раствора

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5
Q +P1ir	0	81	от частичных до полных	Наличие высокопроницаемых пород при условии Ргс?Рпл. Превышение давления в скважине над пластовым H 1200 м Pреп. max 1,5 МПа; H 1200 м Pреп. 2,5 - 3,0 МПа
P1fl+ P1ar	81	300 (304)	частичные
C3	715(750)	837(881)	частичные
C1s+ ок+ C1t	1207(1279)	1549(1659)	частичные

Примечание. Здесь и далее в скобках указана длина по стволу скважины.



Таблица 1.11 Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
	от (верх)	до (низ)
Q	0	20	Спуск направлений, кондуктора, технической и эксплуатационной колонн. Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с показателями свойств, указанными в табл. 7.1 Проработка ствола в интервалах обвалообразований. Промывка многоцикловая. Установка цементного моста в процессе бурения не позднее, чем через 36 часов после вскрытия верейских отложений
С2vr	1083(1150)	1141(1210)
C1tl(т)+ C1bb+ C1rd	1549(1659)	1618(1756)

Примечание. Здесь и далее в скобках указана длина по стволу скважины.

Таблица 1.12 Нефтегазопроявления

Индекс стратиграфии-ческого подразделения	Интервал, м*	Вид проявляемого флюида	Условия возникновения	Характер проявления
	от (верх)	до (низ)
C1tl(т)	1549	1573	нефть	При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров, от указанных в таблице 7.1 или при снижении давления в скважине ниже пластового из-за отсутствия постоянного долива жидкости в скважину	пленка нефти
C1bb	1578	1600	нефть
C1rd (Мл)	1602	1610	нефть

Примечание: * Значение интервалов приведены по вертикали

Прихватоопасные зоны. В интервалах возможных обвалообразований и повышенной проницаемости пород

Таблица 1.13 Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м*	Вид осложнения	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
C3	715	837	Проявление сероводородсодержащих пластовых вод	Понижение плотности бурового раствора ниже проектной на 5 %

Примечание.* Значение интервалов приведены по вертикали

1.7 Работы по испытанию и освоение скважины, сведения по эксплуатации

Таблица 1.14 Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины)

Индекс стратиграфического подразделения

Номер объекта (снизу вверх)

Интервал перфорации, м

Интервал установки цементного моста, м

Тип конструкции продуктивного забоя

Тип установки для испытания (освоения)

Пласт фонтанирующий (ДА, НЕТ)

Количество режимов (штуцеров) для испытания, шт.

Последовательный перечень операций вызова притока или освоения нагнетательной скважины

Опорожнение колонны при испытании

от (верх)

до (низ)

от (верх)

до (низ)

максимальное снижение уровня

плотность жидкости, г/см3

C1tl

1

1549 (1659)

1573 (1687)

- (1639)

- (1707)

цемент, колонна

передвиж-ная

да

при уровне 3

свабирование или компрессор СДА-5/10

516

0,827

C1bb

1

1578 (1700)

1600 (1731)

- (1680)

- (1751)

цемент, колонна

передвиж-ная

да

при уровне 3

свабирование или компрессор СДА-5/10

526

0,811

C1rd(Мл)

1

1602 (1734)

1610 (1744)

- (1714)

- (1764)

цемент, колонна

передвиж-ная

да

при уровне 3

свабирование или компрессор СДА-5/10

534

0,811

Примечание.

1.Здесь и далее в скобках указана длина по стволу скважины.

2.Величина снижения уровня при испытании (освоении) скважины определяется величиной текущего пластового давления и согласовывается с Заказчиком и буровым Подрядчиком.

3.В каждой скважине осваивается один объект.

2. Технологический раздел

2.1 Конструкция скважины

Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.,

На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны: Направление - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения; цементируется до устья. Кондуктор - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения; цементируется до устья. Техническая колонна - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения. Эксплуатационная колонна - для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании; цементируется до устья. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится с низу вверх.. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м. по ГОСТ 632-80

Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну.



.

где -диаметр муфты эксплуатационной колонны;

-зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д; Принимается 0,02 м из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения

долота по эксплуатационной колонне:

Dвнк= Dд эк+(0,006-0,008)=0,2159+0,006=0,2219 м

где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической

колонны.

Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 0,245 м

Определяется диаметр долота под техническую колонну

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,2953 м.

Определяется диаметр кондуктора

где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны.

Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 0,324 м

Определяется диаметр долота под кондуктор

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,3937м.

Определяется диаметр направления.

Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления0,426 м.

Определяется диаметр долота под направление.

Dд н = dмн+2*д = 0,451+2*0,04=0,531 м.

Принимается диаметр долота равный 0,490 м.

Определяется диаметр шахтового направления.

Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления0,53 м.

Определяется диаметр шнека под шахтовое направление.

Dд н = dмн+2*д = 0,530+2*0,06=0,65 м.

Принимается диаметр шнека равный 0,6 м.

2.2 Выбор и расчет профиля наклонно-направленной скважины

Принимается для бурения наклонно-направленной скважины. На данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 130 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем ТО-240. при бурении под эксплуатационную колонну для изменения направления ствола скважины используют отклонитель ШО - 195. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производится с помощью телеметрической системы. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла, (искривленного участка) принимается i10=1,5o.

Расчет наклонного ствола скважины

Исходные данные:

Глубина скважины Lв = 1712 м.

Глубина зарезки наклонного ствола Нв = 130 м.

Диаметр долота Dд. = 0,2953 м.

Диаметр забойного двигателя Dз.д = 0,24 м.

Длина отклонителяLто= 10 м.

Длина забойного двигателя L2тсш = 10 м.

Определяется радиус искривления ствола скважины:

где: К - коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах принимается (1,051,10)

Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:



где К1 - принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2-6см;

fзд - прогиб отклонителя, забойного двигателя в искривленном стволе скважины;

I - момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;

Е - модуль Юнга; Е=2,1 107

fзд =(0,13*107*qт*lт2)/(E*I)=(0,13*107*2,5*17002)/(2,1*107*7085)=63,1 мм

I=0,049*d4зд = 0,049* 19,54=7085 см4

где: qзд - масса забойного двигателя длиной в1см. (кг).

Радиус искривления ствола скважины больше минимальных радиусов искривления, то принимается радиус искривления ствола R=400м.

Определяется максимальный угол наклона ствола скважины

где: А - продолжение (м) - 300м

H=Lв-Hв=1522-130=1392 м

Определяется горизонтальная проекция искривленного участка

a=R*(1- cosб)=310*(1-0,9764)= 7.316 м

Определяется вертикальная проекция искривленного участка

h=R*sinб = 310*0,2113=65.5 м

Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка

H1=Lв- (Hв+h)=1522-(130+65.5)=1326.5м

Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка

A=H1*(tgб)=1326.5*0,2162=286.7 м

Определяется длина искривленного участка

l2=0,01745*R*б=0,01745*310*12.2=66 м

Определяется длина прямолинейного наклонного участка

l3 = Н1/ cos б = 1326.5/0,9764 =1358.5 м

Определяется длина наклонного участка

Lн=l1+l2+l3=130+66+1358.5=1554.5 м

Профиль наклонной скважины

2.3 Буровые растворы

Таблица 2.1 Типы и параметры буровых растворов

Название (тип) раствора	Интервал, м	Параметры бурового раствора
	от (верх)	до (низ)	Плотность, кг/м3	Условная вязкость,	водоотдача, см3/30мин (?Р=0,1 МПа/ ?Р=0,7 МПа)	Прочность геля, дПа, через…	коркамм	содержание ионов калия в фильтрате, г/л	пластическая вязкость, мПас	динамическое напряжение сдвига, дПа	содержание песка, %	рН
						10 с	10 мин
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Глинистый раствор с наполнителем*	20	85	1060-1080	?40	Не регулируют
Глинистый раствор с наполнителем	85	365	1060-1080	?40	Не регулируют
Техническая вода	365	750	1000	Не регулируют
ХНР	750	1609	1070	Не регулируют
ББР-СКП-МГ	1609	1795	1120	35-55	?6/?8	20,4-40,9	25,6-61,3	пл.	?15	15-25	80-160	1	8-9,5

Примечание:* При катастрофических поглощениях бурового раствора разрешается бурение на технической воде.

Таблица 2.2 Компонентный состав бурового раствора

Номер интервала с одинаковым долевым составом бурового раствора	Интервал по стволу, м	Название (тип) раствора	Плотность раствора, кг/м3	Название компонента	Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3, *м3/м3
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7
1	20	85	Глинистый раствор с наполнителем	1060-1080	Глинопорошок бентонитовый	90
					Кальцинированная сода	2
					Техническая вода	0,989*
2	85	365	Глинистый раствор с наполнителем	1060-1080	Глинопорошок бентонитовый	90
					Кальцинированная сода	2
					Техническая вода	0,989*
3	365	750	Техническая вода	1000	ПАА	0,05
					Техническая вода	1,0*
4	750	1609	ХНР	1070	Хлорид натрия	108
					Оксид цинка	0,5
					ПАА	0,05
					Техническая вода	0,962
5	1609	1795	ББР-СКП-МГ	1120	БУРАМИЛ-БТ марки А	15
					РЕОЦЕЛ марки В	2,5
					РЕОКСАН марки Б	2,5
					СИНТАЛ-БТ1	5
					Р-СИЛ1	5
					ККУ-М МК-5	10
					Хлорид калия	50
					Хлорид натрия	140
					Н-ПАВ2 (Неонол)	0,2
					Каустический магнезит	10
					БУРФЛЮБ-БТ	7
					Техническая вода	0,855
					Дополнительные реагенты
					Пента-465	0,3
					Биоцид БТ	0,1
					Оксид цинка	0,5
Примечание. 1. Реагенты используются на этапе заготовки и при бурении интервала неустойчивых отложений 1609-1756 м 2. Реагенты используются в интервале1639-1795м

Таблица 2.3 Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления, обработки и утяжеления

Интервал по стволу, м	Название (тип) бурового раствора и его компонентов	Нормы расхода бурового раствора, м3/м и его компонентов, кг *(м3)/м3 в интервале	Потребность бурового раствора м3 * и его компонентов, кг
от (верх)	до (низ)			на запас на поверхности	на исходный объем	на бурение интервала	суммарная в интервале
1	2	3	4	5	6	7	8
20	45	Глинистый раствор	--	30	4	18,4	52,4
		Глинопорошок бентонитовый	90	2700	360	1656	4716
		Кальцинированная сода	2	60	8	36,8	104,8
		Наполнитель (резиновая крошка)		--	--	1,1	1,1
		Техническая вода	0,989*	30	4	18,4	52,4
45	85	Глинистый раствор	--	30	5,5	5,6	41,1
		Глинопорошок бентонитовый	90	--	--	504	504
		Кальцинированная сода	2	--	--	11,2	11,2
		Наполнитель (резиновая крошка)		--	--	0,3	0,3
		Техническая вода	0,989*	--	--	5,6	5,6
85	365	Глинистый раствор	--	30	6,1	220	256,1
		Глинопорошок бентонитовый	90	--	549	19800	20349
		Кальцинированная сода	2	--	12,2	440	452,2
		Наполнитель (резиновая крошка)		--	--	11,0	11,0
		Техническая вода	0,989*	--	6,0	217,6	223,6
365	750	Техническая вода	--	60	15,3	37,2	112,5
		Техническая вода	1,0*	60,0	15,3	37,2	112,5
		ПАА	0,05	3,0	0,8	1,9	5,7
640	1609	ХНР	--	60	33,24	126,5	219,7
		Техническая каменная соль	108	6480	3590	13662	23732
		Оксид цинка	0,5	30	16,6	63,3	109,9
		ПАА	0,05	3,0	1,66	6,33	10,99
		Техническая вода	0,968*	58,0	32,2	122,4	212,6
1609	1795	ББР-СКП-МГ	0,32	60	65,3	59,2	184,4
		БУРАМИЛ марки БТ	15	900	980	888	2766
		РЕОЦЕЛ марки В	2,5	150	163	148	461
		РЕОКСАН марки Б	2,5	150	163	148	461
		СИНТАЛ-БТ1	5	300	326	296	866
		Р-СИЛ1	5	300	326	296	866
		Хлорид калия	50	3000	3260	2960	9220
		Хлорид натрия	140	8400	9142	8288	25816
		ККУ-М	10	600	653	592	1844
		БУРФЛЮБ-БТ	7	420	457	414	1291
		Каустический магнезит	10	600	653	592	1844
		Н-ПАВ2	0, 2	12	13	10	35
		Техническая вода	0,855	51,3	55,8	50,6	157,7
		Дополнительные реагенты		-
		Биоцид БТ	0,1	-	-	55	55
		Пента-461	0,3	-	-	19	19
		Оксид цинка	0,5	-	-	92	92

Примечания: 1 -- реагенты вводятся на стадии заготовки раствора и при бурении неустойчивых отложений, расчет на 173,2 м3 (инт. 1609-1756 м);

2 -- реагенты начинают вводиться за 20 м до вскрытия продуктивного пласта и при бурении до проектной глубины, расчет на 176,0 м3 (инт. 1639-1795 м);

Расход хим. реагеаюв для приготовления и поддержания проектных параметров ББР-СКПМГ представлен без учета возможных осложнений.

Таблица 2.4 Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину

Название компонента бурового раствора	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление	Потребность компонента бурового раствора, т
		номера колонн	суммарная на скважину
		2+3	4	5
				Тех. вода	ХНР	ГМС (1279-1609)	ББР- СКП-МГ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Глинопорошок бентонитовый	ТУ39-01-47-001-105-93	5,22	20,349					25,569
Глинопорошок ПБН	ТУ39-01-47-001-107-93					9,0		9,0
Сода кальцинированная	ГОСТ 5100-85Е	0,116	0,4522					0,5682
Наполнитель (резиновая крошка)		0,0013	0,011					0,0123
ПАА (Praestol-2530, 2540)	ТУ 2216-001-40910172-98			0,0057	0,0109	0,06		0,725
Синтал-БТ	ТУ 2482-016-40912231-2003						0,866	1,64
Техническая каменная соль	ТУ 9192-069-00209527-98				23,732			23,732
Хлорид натрия	ГОСТ 4233-77						25,816	25,816
Хлорид калия	ГОСТ 4568-95					1,5	9,220	10,72
Оксид цинка	ТУ 2123-024-40912231-2004				0,109		0,092	0,202
БУРАМИЛ-БТ марки А	ТУ 9787-020-40912231-2003						2,766	2,766
РЕОКСАН марки Б	ТУ 9189-002-40912231-2003						0,461	0,461
РЕОЦЕЛ марки В	ТУ 2231-012-40912231-2003						0,461	0,461
Р-СИЛ	ТУ 2145-006-40912231-2003					3,75	0,866	4,62
ПЕНТА-465	ТУ 2257-001-40912231-2003						0,055	0,055
БУРФЛЮБ-БТ	ТУ 2452-018-40912231-2003						1,291	1,291
Кольматант(К-1,К-3)	ТУ 2452-018-40912233-2005					0,75		0,75
Каустический магнезит	ГОСТ 1216-87						1,844	1,844
Биоцид БТ	ТУ 2458-029-40912231-2004						0,019	0,019
ККУ-ММК5	ТУ 2452-019-40812234-2005						1,844	1,844
Н-ПАВ (Неонол)	ТУ 2483-077-05766801-98					0,06	0,035	0,095
Хлорид кальций	ГОСТ 4557-95					1,5		1,5
Барит	ГОСТ 4682-84					3,0		3,0
Кольматант	ТУ 2452-017-40812236-2005					0,75		0,75
Техническая вода, м3	ГОСТ 23372-79	58,0	223,6	112,5	212,6		157,7	764,4
Расход материалов и работа агрегатов при установке цементного моста в терригенных отложениях верейского горизонта
Портландцемент, т	ГОСТ 1581-96				3,5			3,5
Хлористый кальций, т	ТУ 48-10-59-79				0,07			0,07
Техническая вода, м3	ГОСТ 23372-79				1,7			1,7
Установка моста АНЦ-320,агр/опер.					1			1
Работа УС-6-30,час					0,29			0,29
Пробег АНЦ-320,пробег					1			1
Пробег УС-6-30,пробег					1			1
Расход материалов и работа агрегатов при проведении изоляционных работ с применением нетвердеющего тампонажного состава ГМС (15 м3) и приготовления буферного раствора (7,5 м3)
Глинопорошок ПБН, кг	ТУ 39-0147-001-105-93							9000
Хлористый кальций, кг	ТУ 48-10-59-79							1875
Р-СИЛ марки А, кг	ТУ 2145-006-40912231-2003							3750
Барит, кг	ГОСТ 4682-84							3000
ПАА (Рraestol 2530,2540), кг	ТУ 2216-001-40910172-98							60
Кольматант К-1, К-3, кг	ТУ 2458-002-17797095-2004							750
Техническая вода, м3								19,3
Установка моста АНЦ-320, агр/опер								1
Работа УС-6-30,час								0,7
Пробег АНЦ-320, пробег								1
Пробег УС-6-30, пробег								1



Таблица 2.5 Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора горизонтальных скважин

Название	Типоразмер или шифр	К-во, шт.	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление	Использование очистных сооружений
				ступенчатость очистки	интервал, м
					от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7
Растворопровод	--	1	-	Четырехсту-пенчатая	20	1795
Вибросито	СВЛ-1 (Derric, Swaco)	3	импорт
Вибросито под гидроциклон	Derric, Swaco	1	импорт
Гидроциклон (пескоотделитель)	Derric, Swaco	1	импорт
Илоотделитель	Derric, Swaco	1	импорт
Центрифуга	ОГШ-500 (Derric, Swaco)	1	импорт
Глиномешалка	МГ2-4	1	ОТУ 26-02-147-69
Гидроворонка	ГДМ-1	1
Блок флокуляции		1
Рабочий мерник V=40 м3 с двумя перемешивающими устройствами	--	6	--
Диспергатор в сборе со шлангами		1
Насос для откачки раствора в случае утечек	Диафрагменный или «Гном»	1	-
АЦН-320	-	2
ППУ или парогенератор		1		В случае необходимости снижения реологических параметров раствора



2.4 Организационно-технические мероприятия по повышению качества крепления скважины

2.4.1 Подготовка буровой установки к креплению скважины

Подготовительные работы по подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны состоят в следующем.

Проверяется состояние фундаментов блоков, основание вышки, агрегатов буровой установки. Оценивается состояние вышки, центровка ее относительно устья скважины, тормозная система лебедки, силовой привод, буровые насосы, запорная арматура, нагнетательная линия и талевая система. В превенторе устанавливаются плашки под соответствующий диаметр обсадных труб. Проверяется исправность и точность показаний контрольно - измерительных приборов. Выявляются недостатки и устраняются до начала ведения работ и оформляются актом о готовности буровой установки к креплению скважины.

2.4.2 Подготовка обсадных труб

С целью выявления скрытых дефектов обсадных труб на внутреннем диаметре проводиться опрессовка с выдержкой времени не менее 30 секунд на давление 18 МПа. Результаты опрессовкиоформляются актом. Доставленные на скважину обсадные трубы подвергаются наружному осмотру, измерению, шаблонированию и укладыванию на стеллажи в порядке очередности спуска. Трубы должны иметь заводской сертификат и маркировку, соответствующую требованиям стандарта. На каждые тысячу метров обсадных труб завозятся дополнительно 30 метров резервных обсадных труб.

2.4.3 Выбор тампонажного материала

Выбор тампонажного материала производится в зависимости от характера разреза, назначения скважины, высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве и температуры забоя. Потребность материалов определяется расчетом.

Выбранные тампонажные материалы подвергаются анализу для соответствия их требования ГОСТа 1581-96.

Лабораторный анализ следует проводить с использованием химических реагентов, добавленных к тампонажным материалам и воды, на которой будет затворяться цементный раствор. Цементирование производится лишь при получении положительного заключения о пригодности тампонажных материалов.

2.4.4 Подготовка скважины к спускуобсадных труб

Для обеспечения высоты подъема цементного раствора за колонной необходимо произвести опрессовку ствола скважины с гидромеханическим пакером на максимально ожидаемое давление при цементировании колонны. В случае поглощения бурового раствора произвести изоляционные работы.

При спуске буровой колонны на бурение перед проведением геофизических исследований производится контрольный замер длины буровой колонны для уточнения фактической глубины скважины. По результатам геофизических исследований уточняется глубина спуска обсадной колонны, места установки элементов технологической оснастки, интервалы проработки ствола, объем скважины.

После проработки и калибровки ствола на глубину спуска обсадной колонны скважина промывается до выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Под кондуктор ствол скважины шаблонируется спуском 3-4 обсадных труб на бурильном инструменте. Спуск кондуктора, технической колонны, эксплуатационной колонн производятся с применением смазки УС-1,Р-402.

Турбулизаторы устанавливаются на границах увеличения ствола скважины согласно инструктивно-технологической карте. Центраторыустанавливаются через каждые 20 м. вместе со скребками.

Во избежание смятия обсадных труб, гидроразрыва пласта и поглощения бурового раствора под воздействием возникших в затрубном пространстве гидросопротивлений скорость спуска обсадной колонны с обратным клапаном должна быть равномерной и не превышать:

для кондуктора и технической колонны - 1м/с.,

для эксплуатационной колонны - 1,5м/с.,

В процессе спуска колонна плавно снимается с ротора и опускается в скважину. Динамические рывки, резкое торможение, разгрузка колонны или посадка ее свыше 30% от веса спускаемых труб не допускается. После спуска колонны производится промывка скважины для выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Во избежание прихвата колонну периодически расхаживают, не допуская разгрузки на забой и превышение допустимых напряжений.

2.4.5 Цементирование обсадной колонны

Одним из основных условий качества повышения крепления скважины является наиболее полное замещение бурового раствора цементным раствором, надежное сцепление цементного камня с горными породами и обсадной колонной, герметичность обсадной колонны, надежное разобщение пластов. Цементный камень в затрубном пространстве должен удовлетворять следующим требованиям:

равномерно и полностью заполнять затрубное пространство;

обеспечить надежное сцепление цементного камня с обсадными колоннами и горными породами;

прочность образца на изгиб через двое суток после цементирования должна быть не менее 2,7Мпа для чистого цемента.

Приготовление цементных растворов производится УС- 6 - 30. Цементирование эксплуатационной колонны производится УНЦ - 320М. Централизованный контроль и управление процессом осуществляется СКЦ - 2М. Перед началом цементирования обсадных колонн монтируется обвязка линий высокого давления агрегатов и 16М - 700. Нагнетательная линия и цементировочная головка должны быть опрессованы на 1,5- кратное ожидаемое рабочее давление при цементировании.

Закачку цементного раствора в скважину начинать после стабилизации режима работы смесителей и получения необходимой плотности цементного раствора. Закачку продавочной жидкости производить на скоростях, обеспечивающих получение расчетной критической скорости восходящего потока. Момент окончания продавливания цементного раствора определяется по повышению давления в обсадной колонне при посадке продавочной пробки на кольцо “стоп”. После снятия давления определяется работа обратного клапана. При положительном результате скважина оставляется на ОЗЦ на 48 часов.

Таблица 2.6 Параметры обсадных труб

Номер колон-ны в поряд-ке спуска	Номер раздельно спускае-мой части колонны	Номер равно-прочной секции труб в раздельно спускаемой части колонны	Интервал установки равнопрочной секции	Длина секции,м	Масса секции, т	Нараста-ющая масса, т	Характеристика обсадной трубы	Коэффициенты запаса прочности при
							номина-льный наруж-ный диаметр, мм	код типа соединения	марка (группа прочно-сти) толщина матери-ала труб	стенки, мм
											Избыточном давлении	растяже-нии
			от (верх)	до (низ)
												наружном	внутреннем
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	1	1	0	20	20	2,34	2,34	530	НЕСТНД	Ст.2	9,0
2	1	1	0	45	45	4,7	4,7	426	НОРМКА	Д	10,0	1,0	1,15	1,6
3	1	1	0	85	85	6,32	6,32	324	ОТТМ	Д	9,5	1,0	1,45	1,45
4	1	1	0	365	365	17,15	17,15	245	ОТТМ	Д	7,9	1,0	1,45	1,45
5	1	1	0	1795	1795	52,6	52,6	168	ОТТМ	Д	7,3	1,0	1,15	1,3

Примечание. Глубина спуска эксплуатационной колонны уточняется по данным геофизики и определяется геологической службой Заказчика.

2.5 Выбор и расчет бурильной колонны

Состав бурильной колонны в конце бурения скважины:

Долото 0,2159 м; Д2-195; УБТ - 178, ТУ - 14 - 3 - 385 - 79

бурильные трубы ТБПК диаметром 1278 мм группы прочности Д, длиной L=1000 м; ЛБТ-14711 по ГОСТу 631 - 75.

масса одного погонного метра БТ qБТ = 0,000272 МН;

Масса одного погонного метра ЛБТ qлбт= 0,000165 МН

Масса одного погонного метра УБТ qубт = 0,00156 МН

Допустимая растягивающая нагрузка ТБПК Рст = 1,24МН.

Перепад давления на забойном двигателе РЗД+Д = 10 МПа.

G = 0,16 МН;

Qзд+д = 0,014 МН;

lзд+д = 8 м;

n = 1,3.



Список использованной литературы

1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03. - М.: ФГПУ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003.

2. Иогансен К. В. Спутник буровика: Справочник. - 3-е изд., перераб. и доп . - М.:Недра, 1990. - 303 с.: ил.

3. Леонов Е. Г., Исаев В. И. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1987. - 304 с.

4. Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Заканчивание скважин. Учеб.пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр» 2000.-670 с.: ил.

5. Рязанов Я. А. Справочник по буровым растворам: - М.: Недра, 1979. 215с.

6. Ганджумян Р. А., Калинин А. Г., Никитин Б. А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие/ под редакцией А. Г. Калинина - М.: Недра, 2000. - 489 с.: ил.

7. Долгих Л. Н. Расчеты крепления нефтяных и газовых скважин: учеб.пособие/Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 2003, 87 с.

Размещено на Allbest.ru