Бурение нефтяных и газовых скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о районе буровых работ

1.2 Стратиграфия и литология района

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоносность

1.5 Водоносность

1.6 Давление и температура по разрезу скважины

1.7 Осложнения при бурении скважины

1.8 Характеристика пород по буримости

1.9 Геологические исследования в скважине

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Вскрытие и опробование продуктивных горизонтов

2.2 Выбор типа бурового раствора и обоснование его параметров

2.3 Выбор плотности бурового раствора

2.4 Расчёт профиля скважины

2.5 Выбор и обоснование конструкции скважины

2.6 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

2.7 Расчет обсадной колонны на прочность

2.8 Выбор компановки низа обсадной колонны

2.9 Подготовка обсадных труб, оборудования, ствола скважины к спуску обсадной колонны

2.10 Спуск обсадной колонны

2.11 Определение интервалов цементирования

2.12 Выбор способа цементирования

2.13 Выбор тампонажных материалов

2.14 Расчёт процесса цементирования

2.15 Заключительные работы после цементирования

2.16 Расчёт гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе

2.17 Выбор типа бурового насоса

2.18 Выбор БУ

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ТЕМА

3.1 Общие сведения

3.2 Классификация скважин

3.3 Типы и варианты бурения

3.4 Преимущества и недостатки

3.5 Заключение

4. ОХРАНА ТРУДА

4.1 Санитарные условия труда

4.2 Противопожарная техника

4.3 Освещение буровой

4.4 Электробезопасность

4.5 Охрана недр и природы

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ



ВВеДЕНИЕ

В современной России уровень добычи нефти и газа определяет благосостояние государства, т. к. основные средства в государственный бюджет поступают от экспортных поставок нефти и газа эти отрасли являются одними из основных.

При свободном рынке предприятия должны быть конкурентно-способными и рентабельными, что возможно лишь при выполнении множества требований. Для предприятий буровой отрасли такими требованиями выступают: минимальная стоимость строительства скважин за счёт оптимальной организации труда и работы предприятия, планирования работы предприятия, планирования экономичных способов строительства скважин путём усовершенствования технологии и т. п.

Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы той или иной страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов, а также добыче нефти и газа.

В России, где основным источником формирования бюджета и поступления валютных резервов является нефтегазовый комплекс, вопрос о поддержании объемов производства и их росте наиболее актуален. Уменьшение объемов добычи связано с истощением запасов месторождений, износом основных производственных фондов, а также понижением мировых цен на нефть.

Решение данной проблемы возможно только путем введения в разработку новых месторождений, а также путем разработки более глубоких горизонтов.

Для этого необходимо значительно увеличить объем буровых работ и работ по капитальному ремонту скважин в основном путем повышения технико-экономических показателей бурения за счет роста производительности труда и улучшения технологической базы. Рост производительности труда зависит от технологии бурения (ремонта) и квалификации работников, а улучшение технологической базы возможно путем внедрения новых разработок и увеличения научно-исследовательской работы в данной отрасли.

В настоящее время к строительству скважины предъявляются значительно более жесткие экологические и экономические требования. Строительство скважины и ее эксплуатация должны оказывать минимальное влияние на экосистему. Разработка месторождения должна преследовать цель не максимально быструю его выработку, а наибольшую его нефтегазоотдачу с причинением минимального ущерба окружающей среде.

Данный курсовой проект выполнен на строительство горизонтально-направленной скважины Быстринского месторождения расположенного в Ханты-Мансийском автономном округе в Сургутском р-не, в 320 км от г. Сургут.



1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о районе буровых работ

Быстринское месторождение введено в разработку в 1974 году и с 1982 по 1990 год находилось в стадии стабилизации уровня добычи. С 1991 года началось снижение добычи нефти, которое продолжалось до 2000 года. Благодаря активно проводимым в 2001 - 2004 гг. ГТМ (ГРП и бурение боковых стволов, в основном на низкопроницаемые залежи БС16, БС18 и ЮС2) добыча нефти на месторождении снова начала расти.

Разработка осуществлялась на основании Технологической схемы, составленной СибНИИНП в 1990 году (протокол ЦКР № 1426 от 18.04.91).Из-за значительных расхождений между проектными и фактическими показателями разработки месторождения в ноябре 2004г институтом СургутНИПИнефть был защищен «Анализ разработки» (протокол ЦКР №3269 от 28.10.2004). Данным проектным документом были утверждены технологические показатели разработки до 2008г.

В эксплуатации находятся 6 объектов:

АС7 - эксплуатация нефтяной оторочки;

АС8 - газонефтяная залежь, разрабатывается в пределах водонефтяной и нефтегазовой части залежи;

АС9 - газонефтяная залежь с площадной девятиточечной системой разработки;

БС1 и БС2 - высокопроницаемые нефтенасыщенные залежи с совместной эксплуатацией пластов в добывающих скважинах и раздельной закачкой, система разработки блоковая трехрядная;

БС16-17 и БС18-20 - низкопроницаемые нефтенасыщенные залежи с совместной эксплуатацией пластов и раздельной закачкой, система разработки площадная девятиточечная.

ЮС-2 - низкопроницаемая нефтенасыщенная залежь с площадной 9-титочечной системой размещения скважин по сетке 400х400 м.

Всего за 2004 год на месторождении добыто 4309.9 тыс.т нефти, что выше проекта на 5.9 тыс.т и составляет 53 % всей добычи НГДУ. Добыча жидкости составила - 25472 тыс.т при проектной - 25841тыс.т.

Средний дебит нефти действующей скважины - 8.1 т/сут (проект - 7.8 т/сут), жидкости - 47.8 т/сут, что выше проектного на 1.2 т/сут.

Фонд добывающих скважин - 1689 при проектном 1706. Фонд нагнетательных скважин - 582 при проектном - 591.

С начала разработки на месторождении отобрано 118926 тыс.т нефти или 76% от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 2.8 %, от текущих 11.5%

В 2015 году для поддержания пластового давления в целом по месторождению закачано 25472.1 тыс.м3 воды. Текущая компенсация отбора закачкой по состоянию на 1.01.2016 составила 89.0%, накопленная - 108.8%.

Мероприятия по улучшению состояния разработки Быстринского месторождения:

Оптимизация системы ППД: ограничение закачки воды в зонах с аномально высоким пластовым давлением, увеличение давления нагнетания, выравнивания профиля приемистости, нестационарное заводнение.

Продолжить работы по интенсификации притока на пластах с низкими коллекторскими свойствами (бурение боковых стволов, большеобъемные кислотные обработки, ГРП (в т.ч. массированные)).

Для повышения эффективности бурения боковых стволов проводить замеры кривизны гироскопом по всем скважинам в рассматриваемой зоне, несмотря на кажущееся понятным геологическое строение пласта, или заранее планировать бурение пилотного ствола

Обеспечить достоверный учет газового фактора на скважинах пластов группы АС.

Для сокращения непроизводительных отборов жидкости продолжить работу со скважинами, эксплуатация которых нерентабельна по экономическим причинам.

Продолжить работы по вовлечению в разработку неперфорированных верхних нефтенасыщенных толщин пласта АС8.

Таблица 1 - Сведения о площадке строительства буровой

Наименование, единица измерения	Значение (тест, название, величина)
1	2
Рельеф местности Состояние местности Толщины: - снежного покрова, см - почвенного слоя, см Растительный покров Категория грунта	Равнинный, слабо всхолмленный Заболоченная с озерами и реками 150-200 30 Смешанный лес (сосна, кедр, береза) Торфяно-болотные, суглинки, пески, глины, супеси

Для снижения темпов падения добычи нефти на объекте проводится большой объем работ по приобщению ранее неперфорированных интервалов, по форсированию добычи жидкости, регулированию закачки, организации барьерного заводнения, 8 скважин переведены с обводненных нижележащих пластов. В 2015 году на 7 скважинах были проведены ГРП (прирост дебита нефти - 11,9 т/сут) и в 4 скважинах произведено бурение боковых горизонтальных стволов, средний прирост дебита нефти составил 16,1т/сут.

Таблица 2 Сведения о районе буровых работ

Наименование, единицы измерения	Значения (текст, название, величина)
1	2
Площадь (месторождение) Год ввода площади в эксплуатацию Административное положение: - Страна - Область (край, округ) - Район Температура воздуха: - Среднегодовая, *С - Наибольшая летняя - Наименьшая зимняя Максимальная глубина промерзания грунта, метры Продолжительность отопительного периода, сутки Преобладающее направление ветров Наибольшая скорость ветров, м/с Многолетние мерзлые породы, м (кровля, подошва) Номера скважин, строящихся по данному проекту	Быстринское 1974 года Россия Тюменская (Ханты-Мансийский) Сургутский -2-3,2 +30 -50 2.4 257 Ю - ЮЗ зимой, СВ - СЗ летом 22 Прерывистый характер - , - Согласно технологической схеме разработки

1.2 Стратиграфия и литология

В изучаемом районе на дневную поверхность выходят только четвертичные отложения, более древние отложения изучены по материалам бурения.

В геологическом строении этого района принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и песчано-глинистые терригенные отложения платформенного мезокайнозойского чехла. В разрезе мезо-кайнозойского чехла присутствуют осадки юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.

Наиболее полно осадочный комплекс изучен на Усть-Балыкской и Сургутской площадях. На Быстринской, Вынгинской, Вершинной и других площадях Сургутского свода разведочное бурение проводилось только до вскрытия пород, подстилающих продуктивную толщу неокома. Комплекс пород, слагающих разрез этих месторождений, судя по каротажу и керновому материалу, аналогичен разрезам окружающих площадей Сургутского свода.

Палеозойский фундамент

Породы палеозойского фундамента вскрыты на Сургутской и Усть-Балыкской площадях на глубинах, соответственно, 2995 и 3080м и представлены базальтовыми порфиритами темно зеленовато серыми, трещиноватыми и серпентинами темно-зелеными, трещиноватыми, с многочисленными зеркалами скольжения. Вскрытая мощность пород фундамента 3-16м.

Кора выветривания

Кора выветривания охарактеризована керном только на Сургутской площади. На Усть-Балыкской площади она выделяется по электрометрии скважин. Кора выветривания представляет собой продукт глубокого и длительного химического и физического разрушения подстилающих палеозойских и допалеозойских пород. Они представлены базальными порфиритами, почти утратившими свою первоначальную структуру. Вскрытая мощность5-19м.

Мезозойские отложения

Отложения нижней и средней юры вскрыты Сургутской скважиной на глубине 2810м. Нижне-Мысовской - на глубине 2873м. Сложены они частым, неравномерным по мощности, переслаиванием аргиллитов и алевролитов с прослойками песчаников. Аргиллиты темно-серые до черных, плотные, крепкие, плитчатые. Алевролиты светло-серые, серые, слюдистые, местами карбонатные, плотные, крепкие. Песчаники серые с зеленованым оттенком, кварцевые, слюдистые. Все породы содержат углистые материалы. Нижняя и средняя юра залегают несогласно на доюрском фундаменте. Мощность нижне-среднеюрских отложений от 171м до 406м.

Верхняя юра

Отложения верхней юры представлены аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Аргиллиты темно-серые, алевритистые, слюдистые, крепкие с неровным изломом, слоистые. В средней части аргиллиты черные битуминозные. Алевролиты темно-серые и серые, слоистые, растительным детритом по плоскостям наслоения. Песчаники серые, очень крепкие, мелкозернистые, кварцевые, слюдистые. Мощность отложений от 95 до 203м.

Меловые отложения

Нижний мел

Отложения валанжина литологически представлены толщей аргиллитов с пачками песчаников и алевролитов. Аргиллиты темно-серые с зеленоватым оттенком, крепкие, слюдистые, с неровным изломом. Алевролиты серые с зеленоватым оттенком, слюдистые, с неровным изломом, с включением детрита. Песчаники светло-серые с зеленоватым оттенком, кварцево-полевошпатовые, небольшим количеством полевых шпатов, слюдистые, мелкозернистые, крепкие, с карбонатным цементом. Мощность валанжина от 210 до 531м. Отложения готерив-баррема подразделяются на две пачки. Нижняя песчано-глинистая пачка сложена песчаниками и глинами. Песчаники светло-серые, мелкозернистые. Глины темно-серые, крепкие, с остатками обуглившегося детрита, иногда известковистые. Верхняя глинистая пачка представлена глинами темно-серыми, аргиллитоподобными, алевритистыми, слоистыми, с прослойками сидерита. По плоскостям наслоения - углистый материал. Общая мощность готерив-баррема изменяется от 437м до 340м. Отложения апт-альба представлены двумя толщами: нижней - глинистой и верхней - песчано-алевролитовой. Нижняя толща представлена глинами темно-серыми, с включениями растительных остатков. Верхняя толща сложена песчаниками и алевролитами, с редкими прослойками глин. Песчаники мелко- и среднезернистые, сцементированные известковистым цементом, слоистые. Алевролиты серые, тонкослоистые. На плоскостях наслоения наблюдаются включения углистого детрита. Общая мощность апт-альба от 246 до 360м.

Верхний мел

Отложения сеномана литологически представлены переслаиванием песков, песчаников и глин. Пески серые со слабым зеленоватым оттенком, мелкозернистые, полимиктовые, слабослюдистые, с многочисленными лигнитизированными растительными остатками и налетами углистого детрита. Песчаники светло-серые, мелко-зернистые, кварцевые. Цемент глинистый, слабо известковистый. Глины серые, песчаные, слоистые. На плоскостях наслоения наблюдаются присыпки угластого детрита. Мощность отложений сеномана от 380 до до 560м. Отложения турон-коньяк-сантон-кампана сложены светло-серыми и темно-серыми глинами, местами опоковидными, плотными, косослоистыми. Встречаются остатки микрофауны в виде окремнелых обломков. Мощность отложений данного комплекса изменяется от 140 до 166м. Отложения маастрихт- датские сложены глинами темно-серыми, слобоизвестковистыми, опоковидными, с редкими включениями мелкокристаллического пирита. Мощность отложений этого комплекса от 52 до 90м.

Палеоген

Палеоцен представлен темно-серыми глинами со слабым зеленоватым оттенком, местами слабослюдистыми алевритистыми, плотными, участками опоковидными, с гнездами и присыпками алевролита серого, кварцевого. Глины некарбонатные, с отдельными скоплениями мелкокристаллического пирита. Мощность от 146 до 216м. Олигоцен представлен глинами зеленовато-серыми, от светло-зеленых до темно-зеленых, от алевролитистых на западе до песчанистых на востоке. В восточной части разреза наблюдается сидеритизация и местами пиритизация пород. Мощность олигоцена 240м.

Четвертичные отложения

Четвертичные отложения в районе распространены очень широко. Они слагают водораздельные пространства и речные долины. Представлены песками, суглинками, супесями, торфом. Мощность равна 20-30м.

Литология

Быстринское месторождение находится в непосредственной близости от Яун-Лорского, Вачимского, Лянторского, Солкинского, Западно-Сургутского месторождений. В тектоническом отношении приурочено к Быстринско-Вынгинской и Южно-Минчимкинской структурам, расположенным в западной части Чернореченского куполовидного поднятия, которое в свою очередь входит в Сургутский свод, находящийся в пределах Западно-Сибирской платформы эпигерцинского возраста. Эти структуры чрезвычайно пологие, типично платформенные брахиантиклинали, субмеридианального простирания. Структурные планы по всем продуктивным пластам почти полностью совпадают.

Промышленные запасы нефти приурочены к продуктивным пластам АС-7, АС-8, АС-9, БС-1, БС-2, БС16-17, БС18-20, ЮС-2; запасы свободного газа к газовым шапкам пластов АС-7, АС-8, АС-9.

Продуктивные пласты характеризуются невыдержанным как по площади, так и по разрезу строением, наличием зон замещения коллекторов непроницаемыми породами. Исключение составляет пласт БС-2.

Пласт ЮС2

Пласт ЮС2 приурочен к отложениям Тюменской свиты Быстринского месторождения. В литологическом отношении пласт представляет собой тонкое чередование проницаемых прослоев и глинистых и плотных пород, либо отдельные нефте- и водонасыщенные линзы. Такое физико-литологическое строение обусловило пятнистое, избирательное нефтенасыщение.

На Быстринском месторождении в составе пласта ЮС2 установлено 18 небольших пластовых сводовых залежей со своими уровнями ВНК. Все это характеризует низкие добывные возможности пласта ЮС2 и трудности в разработке данного пласта.

Пласт БС18-20

Пласт БС18-20 приурочен к песчанистым пластам в нижней части ачимовской толщи, развитым неравномерно как по площади, так и по разрезу. В составе пласта выделяют две залежи: северную /в северной части месторождения/ и центральную /протягивается полосой от центра месторождения до южной его границы/.Размеры северной залежи 9,6х1,6-4,5 км, ВНК здесь колеблется в пределах 2453-2460 м. Размеры центральной залежи 17,6х1,3-4,8 км, отметки ВНК 2465-2508 м.

Все залежи пластовые сводовые, полностью подстилаются подошвенной водой, за исключением скважин, в которых отмечается замещение нижней части пласта. В литологическом отношении пласт представлен песчаником мелкозернистым, иногда глинистым, с прослоями и включениями глинистого алевролита и аргиллита.

Пласт БС16-17

Пласт БС16-17 залегает в верхней части ачимовской толщи и отделен от пласта БС18-20 глинистым разделом мощностью 12-20 м. Нефтеносность пласта приурочена к пяти залежам, каждая со своим уровнем ВНК. В среднем отметка ВНК колеблется от 2418,6 до 2452 м.

Все залежи пластовые, в основном водоплавающие. В литологическом отношении пласт представлен песчаником мелко- и среднезернистым, иногда глинистым, с прослоями и включениями глинистого алевролита и аргиллита.

Запасы нефти пластов ЮС2, БС18-20 и БС16-17 относятся к категории трудноизвлекаемых запасов

Пласт БС-2

Основные промышленные запасы нефти Быстринского месторождения приурочены к группе пластов БС1-2. Промышленная эксплуатация месторождения началась с залежей этих пластов.

Пласт БС2 характеризуется повсеместным распространением, обладает хорошими коллекторскими свойствами. В толще пласта, как правило, встречаются от 2 до 5 пропластков аргиллитов и плотных известковистых песчаников. Отметка ВНК - 2045 м.

Пласт БС-1

Пласт БС1 залегает на отметках -2004-2050 м и отделен от нижележащего пласта БС2 глинистым разделом мощностью 4-6 м. Залежь пласта БС1 распространена только на Быстринской и в сводовой части Вынгинской площадей. В северной части песчаные разности замещаются глинисто-алевролитовыми непроницаемыми породами (район ЦДНГ-3). ВНК по залежи на тех же отметках, что и пласта БС2. Размеры залежи 15х6,5 км, высота 4,2 м, ширина водонефтяной зоны не превышает 250 м.

Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, контролируется глинистой покрышкой мощностью 35-40 м. Пласт имеет сравнительно небольшую мощность /преимущественно 1.2-5 м/. Наибольшие мощности вскрыты в южной части месторождения, уменьшение их наблюдается к северу. На значительной части залежи пласт монолитен.

Пласт АС-9

Нефтеносность пласта АС9 приурочена к двум залежам, расположенным в северной и центральной частях Быстринского месторождения.

Северная залежь почти повсеместно подстилается водой. В пяти скважинах по данным ГИС выделены газонасыщенные пропластки. Уровни ВНК на северной залежи изменяются от 1907 до 1920 м /средний уровень ВНК принят на отметке - 1911 м/. Размеры залежи 3х12 км, высота 14 м.

Центральная залежь расположена в центральной и южной частях Быстринского месторождения. Залежь имеет большую водоплавающую зону, составляющую 82,8% от общей площади. Отметки ВНК в различных частях залежи разные, средний уровень ВНК принят на отметке - 1916 м. Такое колебание ВНК объясняется сложным строением пласта АС9. Размеры залежи 6х18 км, высота 20 м. В ряде скважин по ГИС отмечаются газонасыщенные пропластки. ГНК - 1894 м.

Пласт АС9 вскрыт всеми пробуренными скважинами, по своему строению не является однородным и представлен песчано-алевролитовыми породами с глинистыми прослоями.

Пласт АС8

Пласт АС8 развит по всей площади. Залежь пласта АС8 - газонефтяная. Размеры газонефтяной залежи 34х8 км. Высота газовой шапки около 30 м, нефтяной оторочки - 20 м. ГНК, единый для пластов АС7-9, принят на отметке - 1894 м. В наиболее высоких участках структуры расположены чисто газовые зоны. Водонефтяная зона составляет 28% от всей площади залежи. Отметка ВНК изменяется от 1908 до 1925 м. Литологически пласт АС8 представлен чередованием глинистых и песчанистых прослоев.

Пласт АС-7

На большей части структур пласт газонасыщен, и лишь на крыльях отмечается нефтеносность. Размеры нефтегазовой залежи 40х11.8 км. Залежь пластовая сводовая, газовая с нефтяной оторочкой. Ширина нефтенасыщенной части залежи колеблется от 1.2 до 1.5 км. Причем приблизительно равные части составляют водонефтяная, нефтяная и газонефтяная зоны. Небольшая ширина нефтенасыщенной зоны залежи предъявляет повышенные требования к выбору местоположения эксплуатационных скважин. Уровень ГНК-1894 м, уровень ВНК - 1905 м

1.3 Тектоника

буровой раствор скважина санитарный

Быстринско-Вынгинское месторождение в тектоническом отношении представляет собой антиклинальную структуру III порядка, расположенную в пределах Черноречинского куполовидного поднятия - структуры II порядка, которая в свою очередь осложняет Сургутский свод - положительную структуру I порядка, находящуюся в пределах Западно-Сибирской платформы эпигерцинского возраста. Мощные толщи осадочных пород и их погружение от бортов к центру депрессии отражают преобладание в истории развития плиты процессов устойчивого длительного опускания. Современный структурный план по подошве платформенного чехла и по большей части разреза мезозойских отложений - результат этого однонаправленного процесса. Поэтому как региональные впадины и поднятия, так и тектонические элементы низших порядков в большинстве случаев имели длительное развитие. Об этом свидетельствует сопоставлениеструктурных схем по поверхности фундамента и вышележащим горизонтам.

Сургутский свод, площадь которого превышает 30000км² - одно из 22 поднятий первого порядка, выделяемых в пределах внутренней области Западно-Сибирской платформы. Он осложнен целым рядом структур II порядка, к числу которых относится и Черноречинское куполовидное, в пределах которого установлено 10 локальных структур III порядка, среди них находится и Быстринско-Вынгинская структура. Преобладающим простиранием структур III порядка является северо - западное поднятие и северо - восточное. Наиболее четко они выражены по подошве мезокайнозойских отложений и, как правило, находят свое отражение по вышележащим горизонтам, при этом амплитуды поднятий и углы наклона крыльев вверх по разрезу закономерно уменьшаются.

Быстринско-Вынгинская структура расположена в непосредственной близости от Западно-Сургутской (в 12км к северо-западу), Усть-Балыкской (в 13км к северу), Вершинной (в 12км к западу), Яунлорской (в 6км к западу) локальных структур и представляет собой юго-западное окончание более крупной Минчимкинской структуры. Размеры ее до 20км по длинной оси и 9км по короткой оси. Структура черезвычайно пологая , типично платформенная брахиантиклиналь, субмеридианального простирания. Свод структуры довольно широкий и пологий. Углы падения в своде 20-30сек.На крыльях и периклиналях углы падения увеличиваются до 1-1,5град. Структура асиммитрична: западное крыло несколько круче, чем восточное. Амплитуда поднятия в среднем равна 65м и остается примерно постоянной на всех построенных структурных картах.



1.4 Нефтегазоносность

Таблица 3 - Нефтегазоносность продуктивных пластов Быстринского месторождения

Параметры	Объекты
	АС7-8-9	БС1-2	БС16-20	ЮС2
Средняя глубина залегания, м	1950-1990	2 050	2450-2530	2 700
Тип залежи	пл. свод.	пл. свод.	пл. свод.	литолог.
	с газ.шапками
Тип коллектора	п о р о в ы й
Площадь нефтеносности, тыс. м2,	319 000	144 000	71 000	38 000
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	2,8	8,5	5.7-8.3	5,7
Коэффициент пористости,%	26,0	26,0	20,0	16,0
Коэффициент проницаемости, мкм2(Дарси)	0,073	0.385-0.571	0.018-0.024	0,009
Коэффициент расчлененности, доли ед.	9,5	4,5	8.0-10.5	3,97
Начальная пластовая температура, оС	56	60	67	70
Начальное пластовое давление, МПа	18.8-19.0	20,7	25,0	26,9
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	3.7-4.7	4.87-6.13	4.58-4.97	2,49
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	799-855	820-830	847-854	798
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	870-906	883-891	882	858
Абсолютная отметка ВНК, м	-1907-1920	-2045	2426-2489	не опр.
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1.096-1.126	1.099-1.115	1,076	1,127
Содержание серы в нефти,%	1.1-1.3	1,7	2,7	1,5
Содержание парафина в нефти,%	2.5-3.84	4,0	3.1-3.6	3,2
Давление насыщения нефти газом, МПа	8.5-12.7	9.9-10.8	6.4-7.7	10,2
Газосодержание нефти,м3/т	51-70	46	21-42	67
Коэффициент средней продуктивности, х10м3/(сутхМПа)	0.35-0.82	25,4	25,3	25,7

1.5 Водоносность

В мезокайнозойских отложениях Сургутского района выделено 6 водоносных комплексов и 5 разделяющих их водонепроницаемых толщ. С отложениями IV комплекса связаны все основные залежи нефти и газа Средне-Обского района. Описание подземных вод приводится по результатам испытания водоносных пластов в нефтеразведочныз скважинах месторождения.

Водообильность

Подземные воды продуктивной толщи готерив-барремских, нижне-валанжинских отложений описываемого района - напорные, статические уровни устанавливаются выше поверхности земли на плюсовых отметках в пределах от +50 до 130м, исключение составляют пласты Б9 и Б10, где статические уровни фиксируются ниже устья скважин. Дебиты колеблются в самых широких пределах: от 0,08 до 72м3/сут.

Химический состав воды

Воды всех пластов хлоркальциевого типа, удельный вес колеблется в небольших пределах 1.006-1.011г/см3. По распределению отдельных компонентов и микрокопонентов воды всех пластов довольно однообразные. Содержание йона кальция находится в пределах 10-13мг-экв/л, йона магния 2-5мг-экв/л, сульфатный ион находится в малом количестве.Содержание брома с увеличением минерализации увеличивается. Содержание йода по пластам Б1,Б10 51.577мг/л, а по пластам А7,А10 64.463мг/л, а так как содержание йода 15мг/л являются промышленными,тото подземные йодные воды Быстринского месторождения могут явиться перспективными для практического использования. Солевой состав целиком обусловлен хлоридами натрия и кальция. Значительное преобладание хлоридов кальция над хлоридами магния, ничтожная сульфатность свидетельствует о застойных условиях водообмена, что является необходимым фактором образования и сохранения нефтяных и газовых залежей.



1.6 Давление и температура по размеру скважины

Таблица 4 - Давление и температура по разрезу скважины

Пласт	Ед.изм	АС-7	АС-8	АС-9	БС-1	БС-2	БС16-17	БС18-20	ЮС-2
Параметры
Средняя.глубин залегания	м	1950	1960	1990	2050	2060	2450	2580	2700
Тип залежи		пластово-сводовая			пл.cвод . лит.экран	пластово-сводовая
Плотность сетки скважин	а/скв	5	25	6	6	6	6	6	6
Общая мощность	м	4,9	19,4	16,7	4,6	13,7	63,8	41,8	22,8
Средняя г/насыщ. толщина	м	3,5	7,0	2,5
Средняя н/насыщ. толщина	м	2,8	5,1	3,4	3,4	5,3	5,7	8,3	5,7
Отметка ГНК	м	1894	1894
Отметка ВНК	м	1905	1908	1911,5	2045	2045	2420	2500	не опред.
Проницаемость	Д	73	194	297	71	385	29	18	9
Гидропроводность	*см/сПз	2,8	20,3	19,7	47,5	30,4	3,9	3,5	1,52
Показатель неоднородности		0,264	0,486	0,98	0,388	0,492	1,551	1,619	1,569
Пластовая температура	рад.С	6	6	6	0	8	6	7	0
Пластовое давление начальное	атм	88	88	90	07	07	50	52	69
Давление насыщения	атм	5	15	27	9	08	4	7	02



1.7 Осложнения при бурении скважины

Строение пород, слагающих осадочный чехол, создает целый ряд проблем при проводке стволов, особенно наклонно-направленных и горизонтальных скважин, которые пересекают на больших глубинах линеаменты, разрывные нарушения и динамически напряженные зоны (ДНЗ), в том числе зоны разуплотнения пород. При этом возникают следующие осложнения:

1. Осыпи пород имеют случаи потери основного ствола.

2. Поглощения утяжеленных промывочных жидкостей при плотностях более 1550-1600 кг/м3, под башмаком промежуточной обсадной колонны, перед вскрытием и под подошвой, после вскрытия всей толщи сангопайской свиты. Более чем 40-летний поиск технологий, в том числе многих институтов и главков во времена СССР, позволяющих заканчивать и высокорентабельно эксплуатировать скважины в сангопайской свите, не привел к созданию соответствующих решений.

3. Также необходимо учитывать наличие напряжений от тектоники, которые сказываются на проницаемости и устойчивости пород.Структура запасов нефтяной компании очень сложная. Большая доля низкопродуктивных запасов связана с ростом глубин залегания, где в основном преобладают залежи сложного строения, представленные литологическими замещениями, тектоническими нарушениями, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств с низкими ФЕС поровых и порово-трещинных коллекторов.

Возможные пути решения указанных проблем:

· формирования оптимальных профилей стволов скважин с целью исключения потери проходимости бурильной и обсадной колонн в неустойчивых породах;

· совершенствования промывочных жидкостей и гидравлических программ, обеспечивающих снижение размеров блокирующих зон проникновения фильтратов и качественную очистку ствола скважины от шлама;

· проводки горизонтального участка по траектории, близкой к проектной;

· устойчивости горизонтальных участков скважин по каждой отдельно взятой разбуриваемой залежи конкретного месторождения.

Таблица 5 - Методы ликвидации и способы предупреждения поглощений

Методы ликвидации поглощений	Способы предупреждения поглощений
· Уменьшение гидравлического давления в скважине · Увеличение гидравлического давления в скважине · Переход на бурение со структурированными промывочными жидкостями · Химическая обработка промывочной жидкости · Применение наполнителей · Химическая обработка аэрированных жидкостей · Химическая обработка растворов с пониженным содержанием твердой фазы	Мероприятия по предупреждению поглощений: -Регулирование плотности бурового раствора путем совершенствования очистки его от песка и частиц выбуренной породы с помощью хим. реагентов, тщательного соблюдения правил химической обработки раствора и его разбавления .Добавление в раствор нефти и при необходимости аэрация его. Бурение с промывкой чистой водой. - Регулирование реологических параметров бурового раствора (снижение его вязкости и (СНС). Однако необходимо учитывать, что высоковязкие и высоко - коллоидные растворы способствуют ликвидации поглощений в маломощных пластах, сложенных несцементированным материалом. -Ограничение скорости спуска инструмента, плавный пуск буровых насосов и недопущение расхаживания инструмента. -Улучшение конструкции скважин для избежания воздействия утяжеленных растворов, применяемых при проходке нижележащих пород, на вышележащие породы.



1.8 Характеристика пород по буримости

Таблица 6 - Характеристика пород по буримости

Порода	Категория буримости
Песчаники, глина, известняк	IV
Алевролит, аргилит, ангидрит	V
Доломиты, Меловая, сланец	VI

1.9 Геофизические исследования в скважине

Таблица 7 - Комплекс геофезических исследований

№	Вид работ	Масштаб	Забой, при котором производятся исследования, м	Интервал, м
1	Термометр, АКЦ	1:500	450	0-450
2	Каротаж под тех. Колонну:		1250
	2з, ПС, кавернометрия, резист	1:500		450-1250
	РК			0-1250
	Инклинометрия	ч/з 10 м		0-1250
3	Термометр, АКЦ	1:500	1250	0-1250
4	Заключительный комплекс ГИС:		2456
	2з, ПС, кавернометрия, резист	1:500		1160-2456
	Инклинометрия	ч/з 10 м		1756-2456
	РК	1:500		1756-2456
	БКЗ, МЗ, КМБК, БК, ИК, РК, резист	1:200		2080-2456
	Каверномер, АК, ГГК-П
5	ОВПЦ, СГДТ	1:500	2456	0-2456
6	АКЦ		2456	815-2456
7	АКЦ, СГДТ	1:200	2456	2080-2456



2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Вскрытие и освоение продуктивных горизонтов

Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов) должно быть проведено качественно. Под качеством технологии вскрытия следует понимать степень изменения гидропроводности продуктивных горизонтов (пластов) после выполнения соответствующей операции. Причин снижения продуктивности горизонта (пласта) много, но одной из основных причин считается проникновение в пласт инородных жидкостей и частиц породы. При бурении скважин выбирается такой буровой раствор, чтобы гидростатическое давление его столба было больше пластового.

Устранить все причины, вызывающие ухудшение коллекторских свойств продуктивного горизонта (пласта), почти невозможно. Однако уменьшить их отрицательное влияние на продуктивный горизонт (пласт) можно следующими мероприятиями.

1. При разбуривании продуктивного горизонта (пласта) следует снижать противодавление на горизонт (пласт) до безопасного, т.е. до того значения, при котором не может быть открытого фонтанирования.

2. Бурение в продуктивном горизонте (пласте), исследование горизонта (пласта), спуск и цементирование эксплуатационной колонны должны осуществляться быстро, по заранее составленному плану, что сократит время, в течение которого буровой раствор контактирует со стенками скважины в призабойной зоне.

3. При вскрытии продуктивного горизонта (пласта) следует применять высококачественный буровой раствор, имеющий минимальную водоотдачу, или буровые растворы на углеводородной основе.

Освоение скважины:

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию это вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового. Поэтому все работы по освоению скважины заключается в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, глинистого раствора и песка. Эти работы осуществляются разными способами, в зависимости от характеристики пласта, пластового равновесия, количество газа содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен составляться план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: - количество объектов подлежащих испытанию;

- их геолого-физические характеристики;

- интервалы и плотности перфорации;

- тип превентора;

- порядок вызова притока в зависимости от наиленторских свойств пласта;

- конструкции скважины;

- пластовое равновесие и t.

План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения.

Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин, производится промывкой скважин, нагнетанием в скважины сжатого воздуха свабированием или комбинацией этих способов. При промывки глинистый раствор в скважине заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины со спущенными в нее до фильтра НКТ. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.

Часто скважину осваивают при помощи сжатого воздуха (газа). При этом в межтрубное пространство компрессором подается сжатый воздух вытесняющий жидкость в НКТ. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давление создаваемое компрессором можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство, плотность жидкости в трубах все больше уменьшается, что влечет за собой уменьшение равновесия на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главный недостаток этого способа освоение скважины, большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихватывающая низ НКТ.

При освоении скважины поршневанием в спущенные до фильтра НКТ спускают на стальном канате, поршень имеющий клапан открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости под поршнем выносится на поверхность. При непрерывном поршневании уровень жидкости заполняющий скважину будет снижаться. В конце концов пластовое давление превысит давление столба жидкости и пласт начнет работать. Вызов притока независимо от способа должен производится при собранной арматуре. Освоение скважины вскрывших пласт с низким давлением начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью.

2.2 Выбор типа бурового раствора и обоснование его параметров

Тип бурового раствора (его компонентный состав) зависит от физикомеханических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений и забойной температуры. На Быстринском месторождении для бурения скважин применяют биополемерыне буровые растворы. Качество этих растворов характеризуется следующими показателями свойств: плотность 1050-1170 кг/м³; условная вязкость 18-60 сек; показатель фильтрации до 15 см за 30 мин; статическое напряжение сдвига 20-45 мгс/см³ . В таких растворах в качестве дисперсной фазы используют глину или глинопорошок, высокоокисленный битум, различные виды утяжелителей.

Буровой раствор - важнейший элемент в технологии бурения, который определяет стоимость, технико-экономические показатели и качество строительства скважин. Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции: выносить шлам на поверхность, предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины, обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов, создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом, быть экологическим чистым, устойчивым к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давления, иметь стабильные во времени свойства, передавать гидравлическую мощность забойным двигателям и др. Бурение из под кондуктора начинается с промывкой скважины технической водой с параметрами 1060 - 1100 кг/м³. При дальнейшем бурении скважины раствор получается самозамесом с увеличением плотности и вязкости. Дальнейшее бурение ведется с последующей наработкой раствора. Продуктивный пласт вскрывается на глинистом растворе с низким показателем водоотдачи В = 6-4 см³/ЗОмин. с целью сохранения максимального дебита скважин.

В ОАО «Сургутнефтегаз» для приготовления буровых растворов не допускается использование реагентов и материалов, степень опасности которых выше четвертого класса опасности. При бурении скважин рецептура бурового раствора подбирается в зависимости от геолого-технических условий. В ОАО «Сургутнефтегаз» варианты рецептур регламентированы СТО 245-2014.

Буровой раствор, очищенный от выбуренной породы, повторно используется в процессе бурения.

Определим расход бурового раствора, необходимого для выноса частиц выбуренной породы на поверхность с глубины 2456 м при следующих условиях: диаметр частицы d_ч=10 мм, плотность породы п=2,4 г/см³ ; необходимое время выноса частицы породы T=1,1 ч; диаметр скважины 146 мм; наружный диаметр бурильных труб D=73 мм; плотность бурового раствора б.р.=1,10 г/см³.

Решение: Определим необходимую скорость восходящего потока бурового раствора:

1)

где - скорость восходящего потока бурового раствора;

с - скорость подъема частиц породы в кольцевом пространстве;

a - коэффициент, зависящий от площади поперечного сечения кольцевого пространства, вращения бурильных труб и других факторов (при расчетах можно принять a=1,131,14);

u - скорость погружения частицы в буровом растворе, определяемая при отсутствии движения жидкости.

Скорость подъема частиц породы в кольцевом пространстве определяют по формуле:

, (2)

где H - глубина скважины;

T - необходимое время выноса частицы.

При турбулентном режиме обтекания частицы, что обычно наблюдается в буровой практике, скорость погружения частицы в буровом растворе:

(3)

где k - коэффициент, зависящий в основном от формы частицы.

Принимая k=0,084, определяем скорость погружения частицы:

Подставляя данные в формулу, определяем скорость восходящего потока бурового раствора (коэффициент a принимается равным 1,13):

Расход бурового раствора определяется по формуле:

(4)

Подставим числовые значения в формулу для определения расхода бурового раствора:

Таблица 8 - Рецептура буровых растворов для бурения под направление и кондуктор

Состав бурового раствора	Рекомендуемое содержание реагентов, кг/м3
	Бурение под направление	Бурение под кондуктор
Бентонитовый глинопорошок	130,0	70,5
Высоковязкий КМЦ	1,0-1,5
Кальцинированная сода (Na2C03)	0,5-1,5

2.3 Выбор плотности бурового раствора

Параметры раствора, в частности плотность, выбираются в зависимости от пластового давления и глубины скважины по вертикали:

(5)

где - плотность бурового раствора, кг/м³;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

q - ускорение свободного падения;

Н - глубина скважины м.

Таблица 9 - Рецептура бурового раствора для бурения

Тип химического реагента	Расход химического реагента
	% вес кг/м3
Основные реагенты
Хлорид натрия	не более 26,40*	не более 264,0*
КМЦ	0,8-1,0	8,0-10,0
Биополимерный реагент	0,20-0,25	2,0-2,5
Смазочная добавка	0,25-0,30	2,5-3,0
Техническая вода	остальное
Дополнительные реагенты
Бикарбонат натрия (NaHC03)	по мере необходимости
Кальцинированная сода (Na2C03)
Каустическая сода (NaOH)

Для бурении на равновесии плотность должна быть 1100 кг/м³ но для качественного вскрытия продуктивного пласта плотность бурового раствора поддерживаем не более 1200 кг/м³, оптимальная плотность 1170 кг/м³.



2.4 Расчет профиля скважины

Исходные данные для расчета:

-глубина скважины по вертикали Н_о=1890 м;

-отклонение забоя от вертикали А=310 м;

-интенсивность набора кривизны на 10 м =1.5⁰;

-интенсивность снижения кривизны на 10 м =1.5⁰;

-угол наклона на прямолинейом участке =26.68⁰;

-вертикальный участок скважины до набора кривизны h=1756 м;

-длина горизонтального участка A_Г=75 м;

Расчет:

1. Длина дуги, по которой происходит набор кривизны от 0 до 20⁰:

. (6)

2. Проекция дуги на вертикаль:

. (7)

3. Отклонение на 200 м в интервале:

. (8)

4. Радиус дуги:

. (9)



5. Длина дуги, на которой происходит сброс кривизны от 20⁰ до 0:

. (10)

6. Длина хорды, стягивающей эту дугу:

. (11)

7. Проекция этой дуги на вертикаль:

. (12)

8. Отклонение на этом интервале:

. (13)

9. Радиус дуги:

(14)

10. Отклонение на прямолинейном участке:

. (15)

11. Длина наклонного прямолинейного участка:



. (16)

12. Проекция наклонного участка на вертикаль:

. (17)

13. Длина нижнего вертикального интервала:

(18)

14. Общая длина скважины:

(19)

15. Удлинение кривизны ствола скважины за счет кривизны:

. (20)



2.5 Выбор и обоснование конструкции скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о числе и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала).

Выбор конструкции скважины - основной этап ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально - технических средств на бурение.

Конструкция скважины должна обеспечивать следующее:

- безусловное доведение скважины до проектной глубины;

- осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) и методов их эксплуатации. Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя (под конструкцией забоя понимается сочетание элементов конструкции скважины в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение напорных горизонтов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также длительную эксплуатацию скважины с оптимальным дебитом);

- предотвращение осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные возможности техники и технологических процессов;

- минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.

В конструкции скважин используются следующие типы обсадных колонн:

1. Направление - для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями; предназначено для предотвращения размыва устья скважины;

2. Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляция водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн;

3. Эксплуатационная колонна - для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначены для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами.

Таблица 10 - Конструкция скважин

Наименование колонны	Диаметр колонны, мм	Диаметр долота, мм	Интервалы спуска колонн, м	Интервалы цементирования колонн, м
Кондуктор	244,5	295,3	0-500	0-500
Эксплуатационная колонна	168,3	215,9	0-2800	350-2800

2.6 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

Выбор диаметров обсадных колонн и диаметров долот осуществляется снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. При заканчивании скважин открытым стволом выбор диаметров обсадных колонн и долот начинается с открытой части ствола. Диаметр эксплуатационной колонны зависит от способа заканчивания скважины, условий ее эксплуатация и задается заказчиками на буровые работы. Диаметр долота D_д, которым предстоит бурить ствол скважины под колонну обсадных труб, определяют по формуле:

(21)

где D_м - диаметр муфты спускаемой колонны обсадных труб, мм;

д - зазор между муфтой обсадной трубы и стенками, мм.

Величина зазора д зависит от диаметра и типа соединений обсадных труб и профиля скважины, сложности геологических условий, гидродинамических давлений при бурении и креплении интервала, выхода из-под башмака предыдущей колонны.

1. Определяем диаметр долота для бурения ствола скважины под эксплуатационную колонну 146 мм:

. (22)

По ГОСТ 20692-75 принимаем ближайший диаметр долота D_д.э.=190,5 мм.

2. Определяем внутренний диаметр технической колонны по формуле:



(23)

По ГОСТ 632-80 ближайший диаметр обсадной колонны 245 мм.

3. Находим диаметр долота технической колонны:

(24)

По ГОСТ 20692-75 диаметр долота под колонну равен 295,3 мм.

4.Определяем внутренний диаметр кондуктора:

(25)

По ГОСТ 20690-75 диаметр кондуктора равен 324 мм.

5.Находим диаметр долота кондуктора:

(26)

По ГОСТ 20690-75 диаметр долота кондуктора равен 393,7 мм.

6.Определяем внутренний диаметр направления:

(27)

По ГОСТ 20690-75 диаметр направления равен 426 мм.

7.Находим диаметр долота направления:

(28)

По ГОСТ 20690-75 диаметр долота направления равен 540 мм.



Таблица 11 - Диаметры долот и обсадных колонн

Тип обсадной колонны	Диаметры, мм	Толщина стенок, мм	Вес одного погонного метра, кг	Глубина спуска, м
	колонны	долота
1	2	3	4	5	6
Направление	426	540	15	92,7	30
Кондуктор	324	393,7	10	69,8	330
Техническая	245	295,3	8	46,6	2456
Эксплуатационная	146	190,5	7	18,3	1890

Рисунок 2 - Обсадные колонны

2.7 Расчёт обсадной колонны на прочность

Исходные данные:

- глубина ствола скважины, Н_с=2456 м; Н_В= 1890 м;

- расстояние от устья скважины до уровня жидкости в

колонне, Н=500 м;

- плотность цементного раствора, р_цр =1870 кг/м³;

- плотность жидкости в колонне, р_ж=800 кг/м³;

- плотность воды, р_в=1000 кг/м³;

- плотность бурового раствора, р_бр =1170 кг/м³;

-пластовое давление, Р_пл =19 МПа;

- коэффициент разгрузки цементного кольца, к=0,25;

Расчёт:

1. Определяем наружное избыточное давление (на стадии окончания эксплуатации) для следующих характерных точек:



1) z=0;

(29)

.

2) Z=L;

(30)

.

Строим эпюру (А, В) р

Рисунок 3 - Эпюра избыточных наружных давлений

2. Находим давление на устье скважины:

(31)

3. Определяем избыточное внутреннее давление в точках:

1) z=0;

(32)

.

2) Z=L;

(33)

.

4. Определяем значение величины n_kp*Рн.из :

(34)

где .n_kp коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточное давление.

2.8 Выбор компоновки низа обсадных колонн

Для оснастки хвостовиков применяется оборудование отечественного и зарубежного производства.

Элементы оснастки хвостовиков и их назначение:

1. Подвеска хвостовика - гидравлическая или механическая, в зависимости от конструкции скважины - предназначена для подвешивания и центрирования хвостовика в эксплуатационной колонне.

2. Пакер верхний с резиновым элементом - предназначен для перекрытия межколонного пространства между хвостовиком и эксплуатационной колонной.

3. Муфта посадочная («стоп»-кольцо) - предназначена для приведения в рабочее состояние подвески хвостовика гидравлической, а также для посадки продавочной и подвесной пробок в момент завершения процесса цементирования (получения сигнала «Стоп»).

4. Клапан обратный с ловушкой (без ловушки) - предназначен для предотвращения перетока цементного раствора после его закачки в затрубное пространство между хвостовиком и боковым стволом скважины.

5. Верхняя продавочная пробка - для разделения бурового и цементного растворов в бурильной колонне, а также получения сигнала от первого скачка давления (первый сигнал «Стоп»).

6. Пробка подвесная - предназначена для посадки продавочной пробки, разделения цементного и бурового растворов в процессе его продавки по хвостовику от установочного инструмента до посадочной муфты. Посадка подвесной пробки совместно с продавочной пробкой в посадочную муфту приводит к росту давления (второй сигнал «Стоп»).

7. Клапан цементировочный - предназначен для цементирования хвостовиков и используется в скважинах, к которым предъявляются высокие требования по предотвращению воздействия высокого гид-родинамического давления на продуктивный пласт при продавке цементного раствора в затрубное пространство. По окончании работ по цементированию клапан закрывается и обеспечивает герметичность хвостовика.

8. Пакер заколонный ТОКС - для предотвращения воздействия высокого гидродинамического давления на продуктивный пласт при продавке цементного раствора в затрубное пространство, кроме того, пакер заколонный исключает возможность проникновения газа и агрессивных жидкостей в твердеющую тампонажную смесь, центрирует хвостовик в скважине. В интервале пакерующего элемента устанавливаются центраторы с целью обеспечения качественного крепления хвостовика.

9. Разъединитель - предназначен для разъединения при секционном спуске хвостовика.

10. Башмак - предназначен для направления компоновки при спуске хвостовика.

11. Установочный инструмент - предназначен для спуска хвостовиков, приведения в действие технологической оснастки, разъединения хвостовика и бурильного инструмента.

При совершенствовании технологии и оборудования технические характеристики хвостовиков могут изменяться.