Технология строительства наклонно-направленной скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

скважина конструкция бурильный

В данное время Россия занимает одно из лидирующих мест в добыче нефти и газа, что приносит большие прибыли нефтегазодобывающим компаниям в период стабильно высоких цен на углеводородсодержащее сырье.

Применение новых технологий в добыче нефти предъявляет более жесткие условия к бурящимся скважинам. Необходимость решения большого комплекса задач, связанных с процессом строительства скважин требует изменения технологии бурения скважин.

Тенденции развития технологии в последнее время направлены на минимизацию вредного воздействия на продуктивный пласт во время бурения, качественное крепление и цементирование, использование новых технологий для оптимизации профиля ствола скважин, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду во время бурения.

Данный дипломный проект составлен по материалам преддипломной практики, проведенной на Покамасовском месторождении, находящимся на территории Нижневартовского района Тюменской области. Разбуривание данного месторождения ведет Мегионское укрупненное управление буровых работ (МУУБР) ОАО «Мегионнефтегаз».

МУУБР ведет эксплуатационное и разведочное бурение на Мегионском, Северо-Ореховском, Аганском, Ватинском, Ново-Покурском, Северо-Покурском и Покамасовском месторождениях, которые расположены в 20 - 100 км от г. Мегион.

В МУУБР бурение ведется преимущественно кустовым методом, с глубиной скважин до 3300 метров. Количество скважин в кусте 12 - 20. Бурение ведется буровыми установками БУ - 3000ЭУК, БУ - 3000ЭУК - 1М, БУ - 3000ЭУЦК1НБОК, БУ - 3200\200 - 2М, БУ - 2500ЭУК. В районе работают 10 буровых бригад.

Настоящий дипломный проект представлен геолого-геофизической, технологической, специальной, экономической частями и разделами посвященными охране труда, недр и окружающей среды и организации и планированию работ при строительстве скважин.

В проекте представлена технология строительства наклонно-направленой скважины. Специальная часть посвящена анализу методик расчета бурильной колонны.

Геолого-геофизическая часть. Орогидрография

Территория Покамасовского месторождения представляет собой лесистую, полого-волнистую равнину. Пониженные участки заболоченны, покрыты кустарником или изрезаны сетью долин малых рек и их притоков. Остальная часть покрыта смешанными лесами. Категория грунта - 1: торфяно-болотный, пески, суглинки, глины.

Климат района резко-континентальный, с продолжительной, холодной зимой и коротким летом. Среднегодовая температура -3°C, причем наибольшая летняя +35°С, а наименьшая зимняя - 52°С. Продолжительность отопительного периода 237 суток. Среднегодовое количество осадков 240 - 250 мм. Мощность снежного покрова колеблется от 0,8 до 1,5 м. Реки в конце октября покрываются льдом, а вскрываются в конце мая. Преобладающие направления ветров зимой - с севера, северо-востока; летом - с запада, юго-запада. Наибольшая скорость ветра 22 м/сек. Многолетнемерзлые породы отсутствуют.

Гидрографическая сеть месторождения представлена рекой Обь и ее притоками и многочисленными озерами.

Основная часть нефтяных залежей находящихся в эксплуатации, залегает в интервале 2270 - 2920 м. Разрез сложен породами различными по физико-механическим свойствам (см. таблицу 1.1). Давление и температура по разрезу скважины представлены в таблице 1.1. В разрезе большое количество глинистых пород, склонных к набуханию и кавернообразованию.

Стратиграфия и литология

Проектируемой скважиной на Покамасовском месторождении вскрывается разрез, стратиграфия и литология которого представлены в таблицах 1.1, 1.2.

Таблица 1.1. Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности

Интервал залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Углы падения пластов (по подошве)	Коэф. Кавернозности интервала
от	до	Название	Индекс	град.	мин.
1	2	3	4	5	6	7
0	75	Четвертичные отложения	Q	-	-	1,3
75	150	Журавская свита	Р2/3	-	-	1,3
150	300	Новомихайлоская свита	Р2/3	-	-	1,3
300	375	Атлымская свита	Р1/3	-	-	1,3
375	435	Чеганская свита	Р1/3-Р3/2	-	-	1,3
435	610	Люлинворская свита	Р2/2	-	-	1,25
610	685	Талицкая свита	Р1	-	-	1,25
685	810	Ганькинская свита	К2	-	-	1,25
810	925	Березовская свита	К2	-	-	1,25
925	950	Кузнецовская свита	К2	-	-	1,25
950	1700	Покурская свита	К2+К1	-	30	1,25
1700	1780	Алымская свита	К1	-	30	1,25
1780	2250	Вартовская свита	К1	-	30	1,25
2250	2680	Мегионская свита	К1	1	-	1,25
2680	2705	Баженовская свита	Ю3	1	-	1,25
2705	2710	Георгиевская свита	Ю3	1	-	1,25
2710	2750	Васюганская свита	Ю3	1	30	1,25
2750	2770	Тюменская свита	Ю1-Ю2	1	30	1,25

Таблица 1.2. Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Горная порода
	от	до
1	2	3	4
Q	0	75	Озерные, болотные отложения
Р2/3	75	150	Пески, глины
Р2/3	150	300	Глины, песчаники
Р1/3	300	375	Глины, пески
Р1/3-Р3/2	375	435	Глины
Р2/2	435	610	Глины, алевролиты
Р1	610	685	Глины, диатомовые опоки
К2	685	810	Глины, алевролиты
К2	810	925	Глины, диатомовые опоки
К2	925	950	Глины
К2+К1	950	1700	Пески, песчаники, алевролиты
К1	1700	1780	Аргиллиты, глины
К1	1780	2250	Песчаники, алевролиты
К1	2250	2680	Глины, песчаники, аргиллиты
Ю3	2680	2705	Аргиллиты
Ю3	2705	2710	Аргиллиты
Ю3	2710	2750	Аргиллиты, песчаники
Ю1-Ю2	2750	2770	Алевролиты, аргиллиты

Тектоника

В тектоническом отношении в Западно-Сибирской репрессии выделяются три крупных тектонических элемента: внешний пояс, центральная и северная тектонические области.

Скважины в основном вскрывают обломочные осадочные и глинистые горные породы, лишенные палеонтологических остатков.

Покамасовское нефтяное месторождение относится к центральной тектонической области. В пределах этой области площадь положительных структур, представленных сводами, валами, куполовидными поднятиями, составляет 40% от территории области, значительная часть которой представлена отрицательными структурами типа впадин и перегибов.

Покамасовское месторождение находится в центре Нижневартовского свода, который имеет площадь около 20 тыс. км². Амплитуда свода достигает 600 м, постепенно снижаясь вверх по разрезу, и нередко достигает по отложениям палеогена 60 м.

В истории геологического развития Нижневартовского свода выделяют несколько этапов. В юрские времена на месте свода была моноклиналь, наклоненная на юго-запад. На новом этапе формирования, в позднем олеоцене, свод приобрел современную морфологию. В пределах Нижневартовского свода выделяют ряд крупных поднятий, различных по своей морфологии: Покачевский, Черногорский, Мегионский и другие валы.

Покамасовское месторождение связано с обширным поднятием округлой формы, осложненным пологими бранхианклинальными складками. Альтитуда поднятия 90 - 110 м. Углы падения не превышают 2°.

Водонефтеносность, пластовые давления и температуры

При бурении наблюдаются водонефтепроявления различной интенсивности, данные о которых приведены в таблицах 1.3, 1.4.

Пластовые давления и температуры по разрезу скважины приводятся в таблице 1.6.

В таблице 1.5 приведены также физико-механические свойства горных пород по разрезу скважин.

Таблица 1.3. Водоносность по разрезу скважины

Интервал залегания, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Дебит, м3/сут	Химический состав воды
				анионы	катионы
от	до				Cl2-	SO42-	HCO3-	Na++K+	Mg2+	Ca2+
193	196	поровый	1010	24	99	-	1	85	1	14
367	372	поровый	1010	33	95	-	1	80	1	15
950	1700	поровый	1010	2000-3000	92	-	8	88	3	9
2250	2255	поровый	1010	-	99	-	1	86	1	13
2600	2605	поровый	1010	6,6	99	-	1	77	1	22
2672	2675	поровый	1010	184	98	-	2	87	3	10
2750	2755	поровый	1010	1,8	92	-	4	95	1	4

Таблица 1.4. Нефтеносность по разрезу скважины

Интервал залегания, м	Плот., кг/м3	Содерж. серы/парафина, %	Дебт, м3/сут	Динам. уровень в экспл.. колонне, м	Газовый фактор, м3/м3	Относительная плот. газа по воздуху	Рекомендуемые в МПа
							Репрессия при вскрытии	Депрессия при испытании
от	до
2160	2180	810	1,4/3,0	10	-	-	0,990	2,5	9,0
2200	2220	860	1,4/3,0	25	-	-	0,980	2,4	7,2
2540	2590	830	1,2/2,8	2	-	-	1,100	2,5	9,0
2720	2750	842	0,9/2,6	50-85	1600	75	0,980	2,5	8,1

Таблица 1.5. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Интервал, м	Плотность, кг/м3	Пористость,%	Проницаемость, мкм2	Глинистость, %	Карбонатность, %
от	до
950	1700	2100	27	0,15	24	7
2160	2180	2100	24	0,14	13	7
2200	2220	2100	21	0,10	13	7
2540	2590	2180	17	0,05	10	5
2590	2650	2250	19	0,05	10	6
2720	2750	2250	20	0,05	23	10 - 18

Таблица 1.6.. Давления и температуры по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Индекс давлений	Геотермический градиент, на 100 м
	от	до	Пластового	Порового	Гидроразрыва пород	Горного
Q - P2/2	0	435	1,00	1,0	2,0	2,2	3,5
P2/2 - K2	435	950	1,01	1,0	2,0	2,2	3,5
K2 - Ю3	950	2710	1,01	1,0	1,7	2,2	3,5
Ю3 - Ю1-2	2710	2770	1,03	1,0	1,6	2,2	Max t=86

Условия бурения. Осложнения при бурении

Проводка скважины, в силу технологических и геологических условий неизбежно сопровождается какими-либо осложнениями. При проводке скважины в проектном районе возможны следующие осложнения: нефтеводопроявления, осыпи и обвалы стенок скважины, затяжки и прихваты инструмента, поглощения бурового раствора, сужение ствола скважины, а также разжижение глинистого раствора.

Возможные интервалы осложнений представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 Возможные осложнения по разрезу скважины

Интервал, м	Возможные осложнения	Характеристика	Причины возникновения
от	до
1	2	3	4	5
0	435	Поглощения бурового раствора	Максимальная интенсивность до 5 м3/ч	Отклонение параметров бурового раствора от проектных (увеличение )
		Осыпи и обвалы стенок скважины	Интенсивные обвалы. Устойчивость пород с момента вскрытия до начала осложнения - 3 суток	Отклонение параметров бурового раствора от проектных (увеличение ПФ, уменьшение )
435	610	Осыпи и обвалы стенок скважины	Интенсивные обвалы. Устойчивость пород с момента вскрытия до начала осложнения - 3 суток	Отклонение параметров бурового раствора от проектных (увеличение ПФ, уменьшение )
		Прихваты	При длительном нарушении технологии бурения, и неприятии скорейших мер к ликвидации, осложнения - очень тяжелые	Нарушение технологии бурения, плохая очистка бурового раствора от шлама, длительное оставление колонны без движения
950	1700	Водопроявления		При СПО, снижение гидростатического давления в скважине, низкое качество бурового раствора
1700	2770	Сужение ствола скважины	Разбухание глин	Отклонение параметров бурового раствора от проектных (увеличение ПФ)
2160 2200 2540 2720	2180 2220 2590 2750	Нефтепроявления	Свободный газ отсутствует	Пренебрежение к доливу скважины во время подъема инструмента, снижение гидростатического давления, низкое качество бурового раствора

Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине

От правильности выбора комплекса геофизических исследований зависит успех бурения скважины. Выбор этого комплекса зависит от конструкции скважины, ее глубины и геологических условий.

Исходя из опыта бурения, на Покамасовском месторождении предлагаются следующие промыслово-геофизические исследования, которые представлены в таблице 1.8.

Таблица 1.8. Комплекс геофизических исследований

Методы исследования	Интервал, м	Масштаб
	от	до
1	2	3	4
1. В открытом стволе: - стандартный каротаж АМ-0,5 и ПС - БКЗ зондами: А 0,4 М 0,1 N A 1,0 М 0,5 N А 2,0 М 0,5 N А 4,0 М 0,5 N А 8,0 М 1,0 N	2690 2690	2888 2888	1:200 1:200
- индукционный и боковой каротажи - резистивиметрия - кавернометрия - микробоковой каротаж - инклинометрия 2. В колонне - цементомер кондуктора: Термометрия ГГЦ АКЦ - цементомер эксплуатационной колонны: Термометрия ГГЦ АКЦ - РК (ГК, НК)	2690 2690 2690 2690	2888 2888 2888 2888	1:200 1:200 1:200 1:200
	0	400
	Замеры через 20 м, после бурения каждых 50 м
	400	1860
	Замеры через 50 м, после бурения каждых 200 м
	1860	2888
	Замеры через 30 м, после бурения каждых 200 м
	0 0 2690 0 2690	660 2690 2888 2690 2888	1:500 1:500 1:200 1:500 1:200

Стандартный каротаж (РК и ПС) применяются для литологического расчленения разреза скважины, выделения коллекторов и оценки их пористости, определения минерализации пластовой воды.

Микробоковой каротаж - для выделения коллекторов, уточнения границ пластов, оценки удельного сопротивления пластов.

Боковой каротаж применяется для детального расчленения разреза скважины, определения пористости и проницаемости пород.

Кавернометрия используется для определения фактического диаметра скважины, определения объема затрубного пространства, участков для пакерования.

Инклинометрия - для определения направления ствола скважины, его положения в пространстве.

Гамма - гамма - цементометрия (ГГЦ) показывает степень замещения бурового раствора цементным раствором, характер заполнения кольцевого пространства.

АКЦ показывает сцепление цементного камня с обсадной колонной и частично - со стенкой скважины.

Для проведения геофизических работ в открытом стволе, скважину следует специальным образом подготовить: провести проработку ствола скважины и промывку в несколько циклов, до полного соответствия параметров бурового раствора ГТН, подготовить площадку под технику, обеспечить электропитание станции.

Технология строительства скважины. Проектирование конструкции скважины

Конструкция скважины должна удовлетворять следующим основным требованиям:

· успешное доведение скважины до проектной глубины;

· надежное разобщение всех проницаемых пород, вскрытых при бурении;

· недопущение геологических осложнений;

· получение высокой коммерческой скорости бурения;

· минимальная металлоемкость и экономичность;

· соблюдение требований об охране недр и защите окружающей среды.

Спроектировать конструкцию скважины - это значит:

1) определить необходимое количество обсадных колонн и глубин их спуска;

2) определить диаметры этих колонн и диаметры долот для бурения ствола под каждую колонну;

3) определить положение верхней и нижней границ интервалов цементирования;

4) выбрать тип конструкции забоя.

Определение количества обсадных колонн

Для определения необходимого количества обсадных колонн и глубины их спуска построим график совмещенных индексов давлений по данным промысловых исследований, приведенных в таблице 1.6. Профиль приведен на рисунке 2.2.

Рисунок 2.1 - График совмещенных давлений для определения количества и глубин спуска обсадных колонн

Как видно из графика, по разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины, нужно исходить из других условий, в данном случае из возможных осложнений по разрезу скважины (таблице 1.7) и сложности ее профиля (рисунке 2.2). Для того чтобы перекрыть прихвато- и обвалоопасные интервалы, используем кондуктор, башмак которого необходимо устанавливать в прочных, устойчивых породах, а также руководствуясь опытом накопленным за время бурения на данной площади, спускаем кондуктор на глубину 630 м.

Итак, мы выбираем для нашей скважины две колонны:

1) кондуктор - спускаем на глубину 630 м по вертикали с целью укрепления стенок скважины и предотвращения осложнений, а также для установки на этой колонне противовыбросового оборудования;

2) эксплуатационную колонну - спускаем на глубину 2750 м по вертикали с целью создания герметичного канала для транспортировки нефти и газа на поверхность, укрепления стенок скважины, изоляции водоносных горизонтов и недопущения геологических осложнений.

Определение диаметров обсадных колонн

Условный диаметр эксплуатационной колонны, который задан заказчиком (НГДУ), - 146 мм. Определение диаметров колонн и диаметров долот для бурения ствола под данные колонны проводим при помощи формул 2.1, 2.2 и 2.3:

(2.1)

где диаметр долота для бурения ствола под обсадную колонну;

наибольший наружный диаметр обсадной колонны (диаметр ее муфты);

радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины;

 (2.2)

где внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны;

радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той спущенной колонны, через которую оно должно проходить при дальнейшем бурении скважины ;

(2.3)

где наружный диаметр предыдущей обсадной колонны;

наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.

Определяем диаметр долота для бурения ствола под эксплуатационную колонну:

[14], [14]

По ГОСТу 20692 - 75 [24] выбираем диаметр долота, равный 215,9 мм.

Определяем диаметр кондуктора и диаметр долота для бурения ствола под кондуктор:

[14]

[14]

По ГОСТу 632 - 80 выбираем наружный диаметр кондуктора, равный 245 мм.

 [14], [24]

По ГОСТу 20692 - 75 [24] выбираем диаметр долота для бурения ствола под кондуктор, равный 295,3 мм.

Определение положения верхней и нижней границ интервалов цементирования

Определение положения верхней и нижней границ интервалов цементирования. Согласно требованиям направление и кондуктор будем цементировать до устья.

А интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах разрешается ограничивать участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше башмака предыдущей обсадной колонны. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1. Результаты расчетов конструкции скважины

Название обсадной колонны	Интервал спуска, м	Условный диаметр обсадной колонны, мм	Диаметр долота для бурения под данную обсадную колонну, мм	Интервал цементирования обсадной колонны, м
	По вертикали	По стволу
Кондуктор	630	660	245,0	295,3	0 - 660
Эксплуата-ционная колонна	2750	2888	146,0	215,9	560 -2888

При расчетах использовались данные об отечественных обсадных трубах типа ОТТГ и ОТТМ [24].

Выбор способа бурения

Одним из ответственных этапов при проектировании технологии проводки скважины - выбор способа бурения, так как он определяет многие технические решения - режимы бурения, бурильный инструмент, гидравлическую программу, тип буровой установки и, как следствие, технологию крепления скважины.

Выбор способа бурения во многом обусловлен региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.д.)

В Российской Федерации распространены следующие способы вращательного бурения:

роторный;

бурение гидравлическими забойными двигателями;

бурение электробурами.

Каждый способ бурения в определенных горно-геологических, технико-экономических и материально-технических условиях имеет свои преимущества.

Целесообразность применения различных способов бурения определяется геологическими и технологическими факторами, а также экономической целесообразностью. Большое распространение в России, и частности в проектном районе получило турбинное бурение и бурение винтовыми забойными двигателями.

Главным преимуществом этого способа бурения является отсутствие вращения колонны бурильных труб в процессе бурения скважины и возможность подвода к забою значительной мощности при высоких нагрузках на долото, что дает высокие механические скорости бурения.

При роторном способе бурения степень форсирования режима ограничивается опасностью возникновения аварий с бурильными трубами, а также с ростом потерь мощности на трение колонны бурильных труб о стенки скважины. Свободный от этих недостатков способ бурения гидравлическими забойными двигателями позволяет: получить более высокие показатели отработки долот, упростить схему передачи мощности с поверхности на забой. В настоящее время, когда при бурении скважин гидравлическими забойными двигателями используются телеметрические системы (с проводным и беспроводным каналом связи), появилась возможность особо точной проводки скважин со сложными профилями. Низкая динамичность работы бурильной колонны дает возможность применять алюминиевые бурильные трубы (ЛБТ).

Исходными данными для выбора способа бурения являются: глубина бурения, профиль ствола скважины, а также типоразмер применяемого долота.

В данном районе ведется кустовое бурение наклонно-направленных скважин. При этом необходимо учитывать, что будут использоваться отклонители.

На основе изложенного выберем способ бурения гидравлическими забойными двигателями(3ТСШ1-195, Д2-195), а вертикальный участок под направление (0 - 50 м) пробурим гидромонитором.

Проектирование профиля скважины

Выбор рационального профиля скважины позволяет сократить до минимума работу с отклонителем, обеспечивает необходимое смещение забоя и допустимую интенсивность искривления, а также свободное прохождение по стволу компоновки низа бурильной колонны. Профиль скважины должен позволять эксплуатировать скважину различными типами глубинных насосов. Следовательно, профиль наклонно-направленной скважины нам необходимо выбрать таким, чтобы при минимальных затратах времени и средств довести ее до проектной глубины без каких-либо осложнений, обеспечить надлежащее качество ее длительной и безаварийной эксплуатации.

Указанным требованиям соответствуют трех- и четырехинтервальный профили. Однако бурение наклонно-прямолинейного ствола требует применения жестких компоновок, что на больших глубинах увеличивает опасность осложнений и аварий. Кроме того, в наклонном стволе, особенно с большим зенитным углом, затруднено центрирование обсадной колонны, что снижает качество ее крепления. По мнению ряда исследователей [18], трехинтервальный профиль является предпочтительным на месторождениях с карбонатным коллектором, а четырехинтервальный на месторождениях с терригенным коллектором.

На Покамасовской площади используется четырехинтервальный профиль.

Учитывая все это, принимаем четырехинтервальный профиль, с участками: вертикальный, набора, стабилизации и спада зенитного угла.

Проектный профиль приведен на рис. 2.2.

Исходные данные для проектирования профиля:

- глубина скважины по вертикали, H=2750 м;

- длина вертикального участка, h_ву=70 м;

- смещение забоя, А=830м;

- продуктивный пласт ЮВ3 (Юрский проектный горизонт);

- глубина залегания продуктивного пласта по вертикали:

- кровли - 2720 м;

- подошвы - 2750 м;

- угол вхождения в продуктивный пласт б_{пр п}=5° ;

- радиус круга допуска R_доп=75 м;

- глубина спуска кондуктора (по вертикали) H_к=630 м.

Расчет профиля скважины произведем по методике приведенной в [1].

Построение профиля будем вести графоаналитическим способом.

Определим вспомогательный угол:

Очевидно, что максимальный зенитный угол будет больше , примем его равным

Так как способ бурения - турбинный, при угле перекоса кривого переводника радиус R₁=630 м.

Из табл. 10 [1], для угла находим .

Для зенитного угла R₃ (из этой же таблицы) составит 2600 м. Находим радиус R₂:

Сосчитаем максимальный зенитный угол:

,

где

;

.

Расчет участников профиля скважины производим по формулам, приведенным в таблице 2.2.

Рис.

Таблица 2.2. Расчет четырехинтервального профиля скважины

Участок	Горизонтальная проекция аi, м	Вертикальная проекция hi, м	Длина по стволу li, м
1 - Вертикальный	0
2 - Набора зенитного угла
3 - Стабилизации
4 - Снижение зенитного угла
?	829,6	2750	2888

Вскрытие продуктивных пластов

Под вскрытием продуктивного пласта понимается комплекс работ по разбуриванию пород, оборудованию скважины в интервале продуктивного пласта и перфорации обсадной колонны.

Самой важной задачей, как при первичном, так и при вторичном вскрытии пласта является его наименьшее загрязнение, проницаемость должна остаться как можно ближе к природной.

Основным источником загрязнения продуктивного пласта при его первичном вскрытии является буровой раствор, т. е. его твердая и жидкая фазы, и цементный раствор. Степень загрязнения пласта цементным раствором от части зависит от типа конструкции забоя скважины.

Для предупреждения загрязнения пласта буровым раствором необходимо пользоваться раствором с минимальной плотностью, минимальным показателем фильтрации.

На Покамасовской площади коллектор представлен терригенными отложениями толщиной 30 - 40 метров и имеет пластовое давление около 28 МПа.

Горная порода представляет собой переслаивание слабосцементированных песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Вскрытие продуктивного пласта производится на буровом растворе с репрессией составляющей (1,03 … 1,06)К_а; с показателем фильтрации, не превышающим 6см³/30мин и малым содержанием частиц твердой фазы (содержание песка до 0,1%), что достигается использованием блока очистки

«Деррик - Альфа» производства США.

Далее выбираем конструкцию забоя скважины.

В связи с тем, что коллектор представлен относительно неустойчивыми породами, залежь многопластовая, и время бурения оказывает большое влияние на прочность слагаемых пород, а также исходя из достигнутого уровня техники и технологии строительства скважин на Покамасовском месторождении, мы принимаем следующую конструкцию забоя скважины, приведенную на рисунке 2.3. Основными ее достоинствами являются:

1) непрерывность процесса бурения;

2) возможность применения на многопластовых залежах;

3) простота конструкции;

4) возможность использования в неустойчивых коллекторах.



Рисунок 2.3 - Конструкция забоя скважины

1 - обсадная (эксплуатационная) колонна;

2 - перфорационные отверстия;

3 - продуктивный пласт.

Следующий этап - это выбор способа перфорации

Перфорацию нужно проводить примерно через двое суток после ОЗЦ, когда цементный камень приобрел начальную прочность, но еще имеет способность к саморегенерации, т. е. «залечивать» трещины, так как это позволит уменьшить ущерб от перфорации.

В настоящее время для вторичного вскрытия применяют: кумулятивные, пулевые, торпедные, сверлящие и гидропескоструйные перфораторы.

Основное преимущество сверлящих и гидропескоструйных перфораторов над другими в том, что они не наносят урона цементному камню в призабойной зоне, повышая тем самым качество крепления скважины. Но как сверлящие, так и гидропескоструйные перфораторы не получили широкого распространения из-за того, что сверлящие перфораторы делают отверстия только в обсадной колонне, а применение гидропескоструйных перфораторов связано с высокой трудоемкостью работ, и стоимость как тех, так и других гораздо выше по сравнению с остальными перфораторами. Поэтому применяются они только при особо сложных геолого-технических условиях (если необходимо образовать большие перфорационные каналы при высокой прочности материала обсадных колонн и пластовых пород).

Торпедные перфораторы применяют для вскрытия платов с целью резкого увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. Этот способ, в виду его очень большого воздействия на крепь скважины, применяют лишь в исключительных случаях, когда другие способы сообщения скважины с пластом не дают положительных результатов.

Кумулятивные перфораторы по всем основным показателям превосходят пулевые. Эти перфораторы характеризуются большей плотностью и глубиной вскрытия пласта, имеют более высокие предельные температуры и давления, позволяют вскрывать за один спуск большие интервалы. Кроме того, заусенцы, образуемые на внутренней поверхности перфорируемой колонны, при кумулятивной перфорации значительно меньшего размера, чем при пулевой, что позволяет без особых затруднений использовать глубинные приборы и оборудование (пакеры).

Кумулятивные перфораторы в свою очередь делятся на корпусные и безкорпусные.

Безкорпусные кумулятивные перфораторы применяют для вскрытия больших интервалов. Они имеют несколько меньшую термобаростойкость по сравнению с корпусными кумулятивными перфораторами. Но на глубине 2 - 3 тысячи метров они обладают более высокой производительностью и лучшей пробивной способностью, чем другие перфораторы. И при использовании этих перфораторов практически исключается засорение скважины осколками.

Итак, исходя из приведенной выше информации, и при помощи следующих данных (заданных заказчиком - НГДУ):

1) условный диаметр обсадной колонны - 146 мм;

2) предельная температура ;

3) конструкция скважины - одноколонная;

4) прочность пород - 10 - 120 МПа;

5) проницаемость пласта - 0,05 мкм²;

и табл. 4.58 и 4.59, выбираем перфоратор кумулятивный безкорпусный ленточный ПКС - 80Т, основными техническими характеристиками которого являются:

1) допустимая плотность перфорации 10 отв/м;

2) максимальный интервал перфорации за один спуск - 30 м;

3) длина канала:

а) при - 165 мм;

б) при - 200 мм;

4) диаметр канала:

а) в трубе - 8 мм;

б) в породе:

- при - 8 мм;

- при - 10 мм.

Вывод:

Исходя, из опыта вскрытия продуктивных пластов и достигнутого уровня техники и технологии на Покамасовском площади предлагается следующее:

1. Для первичного вскрытия продуктивного пласта использовать буровой раствор с минимальной плотностью и репрессией на пласт, составляющей (1,03…1,06)К_а, с показателем фильтрации не превышающим 6 см³/30мин и минимальным содержанием частиц твердой фазы (содержание песка до 0,1%);

2. Использовать тип конструкции забоя скважины, который приведен на рис. 2.3;

3. Для вторичного вскрытия продуктивного пласта использовать перфоратор кумулятивный безкорпусный ленточный ПКС - 80Т.

Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам бурения

Тип бурового раствора выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-механическими свойствами горных пород, слагающих разрез скважины (таблице 1.5) и пластовыми давлениями (таблице 1.6). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном районе. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламента по буровым растворам, принятом на данном предприятии.

При бурении под кондуктор используется наработанный при бурении или приготовленный из глинопорошка глинистый раствор.

Бурение под эксплуатационную колонну будем вести на полимерглинистом растворе, который получим из раствора, оставшегося после бурения под кондуктор, путем его дополнительной обработки.

Материалы и реагенты для приготовления и химической обработки буровых растворов

Приведем характеристику реагентов, которые будем использовать:

ПМБА - глинопорошок бентонитовый модифицированный марки А по ТУ 39-01-08-658-81. Выход глинистого раствора не менее 20 м³/т. Будем использовать как добавку к наработанному при бурении глинистых пород, для повышения качества бурового раствора, т. е. для уменьшения общего содержания частиц твердой фазы и улучшению реологических свойств раствора, а также для облегчения управления ими. Глинопорошки, дающие большой выход раствора (группы А), использовать более выгодно как в технологическом, так и в экономическом плане. Так как они позволяют облегчить и ускорить приготовление бурового раствора, снизить затраты на транспортировку, приготовление и регулирование свойств раствора и получить растворы высокого качества с низким содержанием твердой фазы, обеспечивающие более высокие технико-экономические показатели бурения. Глинопорошки с низким выходом раствора требуются, когда необходимо получить большую плотность и пренебречь вязкостью и показателем фильтрации раствора.

КМЦ - 600 - карбоксиметилцеллюлоза (число обозначает степень полимеризации) по ГОСТ 6-05-368-80. Чем выше степень полимеризации, тем выше солестойкость и термостойкость реагента, и что на важно - стабилизирующее действие на буровой раствор. Поэтому наиболее эффективны реагенты марки КМЦ-600 и КМЦ-700. Применяется для регулирования фильтрационных свойств бурового раствора. Относится к 4-му классу опасности. ПДК для водоемов рыбохозяйственного пользования - 20 мг/л.

ГКЖ - 10 (ГКЖ - 11) - гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость. Представляет собой водно-спиртовой раствор этил - (ГКЖ - 10) или метил (ГКЖ - 11) силиконата натрия (ТУ-6-02-696-76). Жидкость светло-желтого цвета плотностью 1170 - 1190 кг/м³. Щелочность в пересчете на NaOH 13 - 17%, поэтому наряду с флоккулирующим действием возможна и стабилизация, пептизация глин. Применяется для регулирования вязкостных и противоприхватных свойств бурового раствора. Относится к 2-му классу опасности. ПДК для водоемов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового пользования - 6,4 мг/л.

Сиб-ЭСТ - продукт, получаемый омылением отходов рыбопереработки.

Совместим с реагентами, применяемыми для обработки бурового раствора. Выпускается в соответствии с ТУ 15/1 ЭССР 38-87. Применяем для улучшения смазочных свойств бурового раствора. Относится к 4-му классу опасности. ПДК для водоемов рыбохозяйственного пользования - 0,4 мг/л.

Сульфонол НП-1 - натрия алкилбензосульфонат на основе тетрамеров пропилена, представляет собой ПАВ анионного типа. Хорошо растворяется в воде и нефти. Применяется для улучшения свойств буферной жидкости, улучшения смазочных свойств раствора, для аэрирования цементного раствора. Во избежание вспенивания запрещается добавлять сульфонол непосредственно в циркуляционную систему. Выпускается в соответствии с ТУ 6-01-1816-75. Относится к 3 классу опасности.

НТФ - нитрометиленфосфоновая кислота, выпускается в соответствии с ТУ 6-09-5283-86, представляет собой бесцветный кристаллический порошок. Хорошо растворяется в воде, является эффективным разокислителем бурового раствора при температурах до . Относится к 3-му классу опасности. Не взрывоопасен, не горюч, но пожароопасен. ПДК для водоемов рыбохозяйственного пользования - 0,05 мл/л.

CYDRILL - 4000 - высокомолекулярный синтетический акриловый полимер. Намного эффективнее отечественных полимеров. Применяется для регулирования вязкости и показателя фильтрации, снижения коэффициента трения, улучшения очистки забоя. Имеет степень гидролиза 30 - 35%. Производится в Японии (фирма DKS) и в странах Европы. Класс опасности не определен, но по данным фирмы - производителя не токсичен. ПДК для водоемов рыбохозяйственного пользования - 0,001 мг/л. Хорошо совместим со всеми реагентами.

CYPAN - отличается от предыдущего реагента лишь степенью гидролиза - 70% и ПДК - 0,0001 мг/л. Хорошо растворяется в воде. Производится в США и странах Европы. О всем остальном можно сказать то же самое, что и о предыдущем реагенте.

Поинтервальный расчет плотности буровых растворов

Для расчета плотности бурового раствора необходимо разбить разрез скважины на интервалы, учитывая конструкцию скважины и возможные осложнения по разрезу скважины. Разобьем разрез следующим образом:

1) 0 - 630 (0 - 660) м - интервал бурения под кондуктор;

2) 630 - 1700 (660 - 1805) м - интервал бурения до отложений Алымской свиты;

3) 1700 - 2750 (1805 - 2888) м - интервал с момента вскрытия отложений Алымской свиты до проектной глубины. В этом интервале буровой раствор должен иметь повышенные структурно-механические свойства, минимальный показатель фильтрации, так как в этом интервале наблюдается разбухание глин (сужение ствола скважины, прихваты).

Определяем плотность промывочной жидкости из условий недопущения ее поглощения и проявления:

(2.4)

где К - коэффициент превышения давления столба промывочной жидкости над пластовым, учитывающий уменьшение давления в скважине при подъеме инструмента(К=1,1 при Н<1200, а при Н>1200 - К=1,05); Р_пл - пластовое давление на глубине H; Р_погл - давление поглощения на глубине H.

Но для ограничения величины дифференциального давления, желательно иметь:

(2.5)

где - максимально допустимая репрессия на пласт (выбирается в зависимости от глубины кровли пласта).

В интервале 0 - 630 м:

630 - 2750 м:

Для предотвращения осыпей и обвалов, при бурении в интервале 0 - 630 м (см. таблицу 1.7), а также полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем

Для обеспечения повышенных структурно механических свойств в интервале 630 - 2750 м, примем

Далее предоставлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов.

Выбирая вязкость, необходимо учитывать, что ее большая величина во многих случаях оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае для второго и третьего интервалов примем ее равной 22 - 25 сек). Минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать высокую скорость восходящего потока в скважине (в затрубном пространстве), то есть обеспечивать качественную очистку забоя и ствола скважины.

Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 4 - 6 см³/30 мин. по прибору ВМ - 6, во избежание загрязнения пласта фильтратом промывочной жидкости, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, из-за, почти необратимого ухудшения коллекторских свойств пласта. В непродуктивных горизонтах допускаются несколько большие значения показателя фильтрации.

Способность промывочной жидкости выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значения СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 10 - 15 дПа.

Содержание абразивной фазы (песка) в буровом растворе, в цельях уменьшения изнашивания инструмента и оборудования допускается не более 1%.

С учетом всего вышесказанного и исходя из практических данных накопленных за время бурения на проектной площади, выбираем параметры промывочной жидкости (, УВ, ПФ, СНС, содержание песка, pH) для всех интервалов и занесем в таблицу 2.3.

Таблица 2.3. Параметры промывочной жидкости по интервалам бурения

Интервал по стволу, м	Параметры промывочной жидкости
		УВ, с	СНС, дПа	ПФ, см3/30 мин	Содержание песка, %	pH
от	до
0	660	1180	30-35	15/35	8-10	1	9
660	2888	1110	22-25	5/10-10/15	4-6	1	9

Таблица 2.4. Поинтервальная химическая обработка бурового раствора

Интервал, м	Тип раствора (, кг/м3)	Название комп.	Обр. раствора реагентами, кг/м3
от	до
0	630	Глинистый (1180)	КМЦ - 600 Гипан Сульфонол	0,8 0,4 0,2
630	2750	Полимерглинистый (1110)	Сайпан Сайдрил 4000 НТФ Сиб - Эст Сульфонол	0,7 0,2 0,1 1 0,1

Выбор компоновок бурильного инструмента

В связи с тем, что скважина имеет четырехинтервальный профиль, компоновка бурильного инструмента по интервалам будет различной. Исходя из рекомендаций и практики бурения, выбираем предварительные компоновки бурильного инструмента по интервалам, которые приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5. Компоновка бурильного инструмента по интервалам

Участок	Компоновка бурильного инструмента (снизу - вверх)
Бурение вертикального участка под кондуктор	Долото ?295,3 Калибратор - КИ -295,3 Турбобур 3ТСШ1 - 240 (1 секция) УБТ ?203 мм; l=12 м СБТ ?127 мм
Участок набора зенитного угла при бурении под кондуктор	Долото ?295,3 мм 3ТСШ1 - 240 (1 секция) кривой переводник УБТ ?203 мм Магнитный переводник ЛБТ (1 свеча - 25 м) СБТ ?127 мм
Участок стабилизации зенитного угла при бурении под кондуктор	Долото ?295,3 мм Калибратор - КИ-295,3 3ТСШ1-240 (2 секции) центратор ?280 мм УБТ ?203 мм l=12 м ЛБТ 147х11 (25 м) СБТ ?127 мм
Участок стабилизации зенитного угла при бурении под эксплуатационную колонну	Долото ?215,9 мм Калибратор К - 215,9 3ТСШ1 - 195 (3 секции) Центратор ?212 мм УБТ ?178 мм ЛБТ 147х11 (25 м) СБТ ?127 мм
Участок уменьшения зенитного угла при бурении под эксплуатационную колонну	Долото ?215,9 мм 3ТСШ1 - 195 (3 секции); (с ~ 2500 м - Д2 - 195) УБТ ?178 мм ЛБТ ?147х11 мм (25 м) СБТ ?127 мм

Расчет бурильной колонны

Расчет бурильной колонны приведен в спецтеме (п.4), а его результаты показаны в таблице 2.6.

Таблица 2.6. Компоновка бурильной колонны

Длина УБТ, м	Длина СБТ, м	Длина ЛБТ, м	Вес БК, кН
108	228	2526	582,9

Разработка гидравлической программы проводки скважины

Целью разработки гидравлической программы проводки скважины является:

- обоснование потребного расхода бурового раствора;

- расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы;

- выбор типа и количества буровых насосов;

- выбор режима работы насосов по интервалам бурения с целью улучшения использования гидравлической мощности, улучшение показателей бурения.

Исходные данные:

1. Бурение ведется на полимерглинистом растворе

2. Глубина скважины по стволу - 2909 м;

3. Диаметр долота - 215,9 м;

4. Диаметр СБТ - 0,127 м;

5. Диаметр ЛБТ - 0,147 м;

6. Диаметр УБТ - 0,178 м;

7. Забойный двигатель - Д2-195.

Выбор минимально необходимого расхода промывочной жидкости

Выбор минимально необходимого расхода промывочной жидкости производим исходя из следующих условий:

1) обеспечение очистки забоя;

2) выноса шлама на поверхность;

3) обеспечение необходимой гидравлической мощности забойного двигателя.

1. Определяем расход, необходимый для очистки забоя по формуле:

 (2.6)

где q=0,65 м³/с - удельный расход, необходимый для совершенной очистки забоя;

F_з - площадь забоя, м².

где D_з=1,1D_д=0,230 м - диаметр забоя.

- для бурения под кондуктор:

- диаметр забоя.

2. Определим расход, необходимый для подъема шлама в кольцевом пространстве:

(2.7)

где F_кп - площадь кольцевого пространства, м²;

U_ос - скорость оседания частиц шлама, м/с.

Так как режим течения жидкости турбулентный, то считаем по формуле:

 (2.8)

где - эквивалентный максимальный диаметр частицы [2], м;

- плотность горной породы.

Чтобы определить необходимый расход для подъема шлама, необходимо выбрать наиболее тяжелые условия выноса шлама на поверхность, т. е. расчет будем вести при наибольших значениях кольцевого пространства. Участок «скважина - СБТ» является наиболее тяжелым для подъема шлама.

Тогда

Для бурения под кондуктор:

3. Определим расход бурового расхода, при котором обеспечивается необходимый момент на валу турбобура (3ТСШ1-195):

 (2.9)

где [4] - момент на валу турбобура при расходе Q_с=0,03 м³/с [4] жидкости плотностью

- нагрузка на долото;

К=0,7 - коэффициент учитывающий трение в осевой опоре (резинометаллической) турбобура; [4] - удельный момент на долоте (для трехшарошечного долота для бурения пород мягких и средней твердости). Подставив в формулу данные, получим:

- для винтового забойного двигателя (Д2-195):

(2.10)

- для бурения под кондуктор турбобуром 3ТСШ1-240 (2 секции)

Из вышеперечисленных расчетов следует, что минимально необходимый расход промывочной жидкости при бурении под кондуктор Для бурения под эксплуатационную колонну с помощью турбобура 3ТСШ1-195 минимально необходимый расход

Расчет гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе

При циркуляции бурового раствора, на каждом участке ствола скважины и в обвязке буровых насосов имеют место потери давления. Эти потери необходимо учитывать при подборе буровых насосов, т. е.

.

Потери давления в обвязке циркуляционной системы определяем по формуле:

(2.11)

где коэффициент потерь давления в поверхностной обвязке циркуляционной системы, .

Для расчета потерь давления в кольцевом пространстве необходимо определить режим течения промывочной жидкости при помощи формулы:

(2.12)

где U - скорость течения промывочной жидкости, м/с;

ДНС промывочной жидкости;

пластическая вязкость промывочной жидкости.

Так как режим течения турбулентный, потери давления определяются по формуле:

(2.13)

где - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Определяем потери давления в кольцевом пространстве. Потери давления между стенкой скважины и замками труб столь малы, что их можно не учитывать. Потери давления в замках СБТ считаем только для замков ЛБТ, для замка типа ЗП и УБТ потери отсутствуют. Потери давления в замке ЛБТ определим по формуле:

где коэффициент местного сопротивления.

Полученные результаты сводим в таблицу 2.7.

Таблица 2.7. Потери давления в циркуляционной системе

Выбор типа и количества буровых насосов

Выбор типа бурового насоса производим из условия удовлетворения рабочего давления

Из вышеприведенных расчетов

Для данного условия подходит насос типа У8 - 6М2А, фактическую подачу которого находим по форму:

(2.14)

где к=0,9 - коэффициент наполнения цилиндров насоса;

теоретическая подача насоса.

В таблице 2.8 приведена характеристика бурового насоса У8 - 6М2А.

Таблица 2.8. Характеристика насоса У8 - 6М2А

Диаметр втулок, мм	Развиваемое давление, МПа	Подача, л/с
		Теоретическая	Фактическая
150	25,0	26,2	23,6
160	23,4	30,4	27,4
170	20,4	34,8	31,3
180	18,0	40,0	36,0

Для обеспечения нормальной циркуляции промывочной жидкости при бурении под эксплуатационную колонну достаточно одного насоса У8 - 6М2А.

Построение НТС - номограммы

НТС - номограммой называются совмещенные характеристики насоса, турбобура и скважины.

Для составления НТС - номограммы будем использовать данные, приведенные в таблице 2.8.

Найдем потери давления, зависящие от глубины. Они равны потерям в: ЛБТ, СБТ; кольцевом пространстве между ЛБТ, СБТ и стенками скважины.

По таблице 2.8 эти потери равны 6,2 МПа, найдены при расходе Q=0,029 м³/с и длине ствола скважины 2888 м.

Пересчитаем потери, зависящие от глубины на другие значения расходов из пропорции:

;

.

Уменьшим длину колонны ЛБТ на 700 м, тогда длина всей бурильной колонны станет равной 2188 м. Потери давления уменьшатся на величину:

;

Уменьшение из-за уменьшения длины колонны ЛБТ на 700 м.

На такую величину уменьшится и стает равной - 4,67 МПа.

Остальные потери, зависящие от глубины, вычислим по той же схеме и занесем в таблицу 2.10.

Далее посчитаем потери давления при различных расходах промывочной жидкости. Перепад давления для другого расхода найдем из пропорции:

где - базовый перепад давления;

Q₁ - базовый расход жидкости;

Q₂ - новый расход жидкости.

Найдем перепад давления для расхода Q=0,0274 м³/с при диаметре втулок насоса равной 160 мм. Перепад давления в скважине без учета забойного двигателя равен 6,2 МПа, базовый расход промывочной жидкости равен 0,029 м³/с. Длина скважины по стволу равен 2888 м.

Остальные потери давления при различных расходах промывочной жидкости найдем по той же пропорции. Данные занесем в таблицу 2.9.

Таблица 2.9. Потери давления в скважине при различных расходах и различной длине бурильной колонны

Q, м3/с Lс, м	, МПа
	0,0274	0,0313	0,0360
2888	7,05	9,2	12,2
2188	6,5	8,5	11,3
1488	6,02	7,86	10,4

Рассчитаем также характеристики забойных двигателей 3ТСШ1-195 и Д2-195 при различных расходах. Для получения характеристики турбобура используем зависимости:

;

Для винтового забойного двигателя:

;

где - перепад давления в двигателе при новом расходе жидкости;

- перепад давления в двигателе при базовом расходе жидкости.

при Q=29 л/с (Д2-195) и при Q=30 л/с (3ТСШ1-195).

Найдем изменение при изменении Q с 0,030 м³/с до 0,0274 м³/с (с 0,029 до 0,0274 м³/с для Д2-195):

а) турбобур - 3ТСШ1-195:

б) винтовой двигатель - Д2-195:

Для других расходов используем тот же метод. Результаты расчета занесем в таблицу 2.10. Исходя из полученных данных, строим НТС - номограмму (см. рисунок 2.5).

Таблица 2.10. Изменение перепада давлений в забойных двигателях в зависимости от изменения расхода

, МПа Q, м3/с	3ТСШ1-195	Д2-195
0,0236	2,40	4,80
0,0274	3,25	5,57
0,0313	4,24	6,37
0,0360	5,62	7,32

Рисунок 2.4 - НТС-номограмма

Составление проектного режима бурения

Исходя из того, что МУУБР имеет большой опыт по разбуриванию Покамасовской площади, воспользуемся их опытом и знаниями.

Другими словами, примем применяемые в МУУБР режимы бурения за основу. Уточнение режимов бурения может быть произведено по результатам расчета рабочих характеристик турбобура и винтового забойного двигателя.

Применяемые долота, забойные двигатели и осевые нагрузки на долото приведены в таблице 2.11.

Таблица 2.11. Применяемые долота, забойные двигатели и нагрузки на долото

Интервал применения, м	Долото	Нагрузка на долото, т	Забойный двигатель
	тип	размер
660 - 2000	МЗ-ГВ	III-215,9	До 15	3ТСШ1-195
2000 - 2500	МЗ-ГВ	III-215,9	16…18	3ТСШ1-195
2500 - 2888	S84-F	III-215,9	18…20	Д2-195

На этой основе, составим проектный режим бурения, который приведен в таблице 2.12.

Таблица 2.12. Проектный режим бурения

Интервал бур., м	Типораз. долота	Тип забойного двиг.	Подача насосов, м3/с (диаметр втулок)	Дав. на стояке, МПа	Нагрузка на долото, т	Параметры промывочной жидкости
от	до						кг/м3	УВ с	ПФ, см3/30м
0	50	295,3 МСЗГНУ	гидромо-нитор	0,055 (160)	12 - 14	ВИ	1180	30 - 35	8 - 10
50	660	295,3 МСЗГНУ	3ТСШ-240	0,055 (160)	12 - 14	ВИ	1180	30 - 35	8 - 10
660	2000	215,9 МЗГВ	3ТСШ1-195	0,031 (170)	13 - 15	12 - 14	1110	22 - 25	6 - 8
2000	2500	215,9 МЗГВ	3ТСШ1-195	0,031 (170)	13 - 15	16 - 18	1110	22 - 25	4 - 6
2500	2888	S84-F	Д2-195	0,031 (170)	13 - 15	16 - 18	1110	22 - 25	4 - 6

Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновки их низа и обоснование технологической оснастки. Выбор и расчет конструкции обсадной колоны

Исходные данные для расчета:

1. Глубина спуска эксплуатационной колонны:

а) по вертикали - H_э=2750 м;

б) по стволу скважины - L_э=2888 м.

2. Диаметр эксплуатационной колонны D_э=146 мм.

3. Глубина спуска кондуктора:

а) по вертикали - H_к=630 м;

б) по стволу скважины - L_к=660 м.

4. Интервалы цементирования:

а) цементный раствор (ЦР):

- по вертикали - 2750 - 2250 м;

- по стволу скважины - 2888 - 2373 м;

б) облегченный цементный раствор (ОЦР):

- по вертикали - 2250 - 530 м;

- по стволу скважины - 2373 - 552 м.

5. Пластовое давление на глубине 2750 м - Р_пл= 28,3 МПа.

6. Скважина заканчивается промывочной жидкостью плотностью - .