Бурение нефтяной скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Конечной целью бурения нефтяных и газовых скважин является получение продукции (нефти). Несмотря на то, что основная часть капиталовложений при разработке месторождения приходится на строительство скважин (до 70%), основные приоритеты отводятся не качеству строительства скважин, и методам интенсификации добычи нефти. Верно выбранная и реализованная конструкция скважины и технология ее заканчивания практически полностью определяют рентабельность эксплуатации скважины.

Решающее значение для достижения запланированных дебитов, и тем самым для обеспечения экономической эффективности эксплуатации месторождения, является индивидуальный подход к каждой скважине на стадии ее проектирования и строительства.

Существует немало передовых технологий, как отечественных, так и зарубежных, направленных на повышение качества крепления обсадных колонн. В то же время, отсутствие единого технологического комплекса, включающего взаимосвязанные и взаимодополняющие технологии цементирования, приводит к тому, что некачественно зацементированная скважина, может существенно снизить эффект от не менее значимых предыдущих технологий.

Заканчивание строительством скважины является одним из основных и технологически сложных процессов, которые охватывают весь цикл работ от начала вскрытия продуктивного пласта бурением и до ввода скважины в эксплуатацию, поэтому данному этапу строительства скважины уделяется особое внимание.

Таблица 1. Общие сведения о районе буровых работ.

Наименование	Значение (текст, название, величина)
1. Месторождение	Гарюшкинское
2. Температура воздуха, °С - среднегодовая -наибольшая летняя -наименьшая зимняя	+1,5 +35 -42
3. Среднегодовое количество осадков, мм	394
4. Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,2
5. Продолжительность отопительного периода в году, сут.	224
6. Преобладающее направление ветра	юго-западное
7. Наибольшая скорость ветра, м/с	3,2
8. Сведения о площадке строительства и подъездных путях: -рельеф местности -толщина снежного покрова, м -характер растительного покрова	всхолмленная равнина зрезанная оврагами и речками с крутыми склонами 0,55 до 70% лес
9. Характеристика подъездных дорог -протяженность, км. -характер покрытия -высота насыпи, м	3-4 Гравийное 0,5
10. Источник водоснабжения -расстояние от источника до буровой, км - характеристика водо- и энергопривода, связи и стройматериалов	водовод ЦДНГ или артезианская скважина 0,1 Двод =0,1 м Дскв.=0,168 м, L=70 м
11. Источник электроснабжения -расстояние от источника до буровой, км -характеристика водо- и энергопривода, связи и стройматериалов	уральская энергосистема 0,05 ЛЭП-6кВ
12. Средство связи	сотовая
13. Источник карьерных грунтов -расстояние от источника до буровой, км -характеристика водо- и энергопривода, связи и стройматериалов	Местные 60 Гравий и песок

1. Геологическая часть

1.1 Тектоника

В тектоническом отношении Гарюшкинское поднятие является структурой третьего порядка, которая расположена в юго-западной части Бымско-Кунгурской впадины - структуре первого порядка. Гарюшкинское поднятие приурочено к внутренней прибортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП).

Самые древние вендские отложения осадочного чехла, вскрываемые как на Гарюшкинской площади, так и в пределах прилегающих площадей выявлены на абсолютной отметке -2100 м (скв. 19, 5, 25 и др. - Гарюшкинской площади).

При сопоставлении структурных планов Гарюшкинского поднятия по различным маркирующим горизонтам, можно сделать следующие выводы:

1.Замкнутый характер структуры прослеживается по всем основным маркирующим горизонтам, начиная с V отражающего горизонта;

2.Структура тектонического типа, для нее характерно уменьшение амплитуд поднятий и углов наклона их крыльев снизу вверх по разрезу.

3. Своды структуры по отложениям девона и карбона совпадают, по верхнему отражающему горизонту К свод смещен в северо-восточном направлении;

4. Структура характеризуется непостоянством формы, которая становится менее изрезанной вверх по разрезу.

Кроме того, по данным сейсморазведки на данной площади также выявлены два разрывных нарушения значительной протяженности. Первый проявляется к востоку от Гарюшкинского поднятия. Он характеризуется северо-западным направлением простирания. Второй разлом достаточно четко проявляется к северу от Гарюшкинского поднятия. Для него характерно широтное простирание.

Тектоническая схема представлена на рисунке 1.

Рис 1. Тектоническая схема.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

Разрез Гарюшкинского месторождения (рисунок 1.1) изучен по результатам бурения поисково-оценочных, разведочных и эксплуатационных скважин.

Глубина залегания фундамента на данной территории составляет примерно 6,5-7,5 км. Наиболее древними отложениями являются породы архейско-протерозойского возраста, представленные сланцами и гнейсами.

Осадочный разрез Гарюшкинского месторождения изучен до глубины 2400м. Его литологический состав преимущественно карбонатно-терригенный. В процессе бурения вскрыты отложения вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, а также четвертичные отложения.

По отношению к ККСП разрез является бортовым, т.к. верхнефранские, фаменские и турнейские отложения представлены известняками и доломитами с тонкими прослоями аргиллита. Карбонатная толща значительна по мощности. Малиновские отложения представлены переслаиванием алевролитов и аргиллитов небольшой мощности.

В основу стратиграфического деления разреза положена «Унифицированная схема Урала», утвержденная в 1991 г. В соответствии с этой схемой ведется описание разреза.

Характеристика физико-механических свойств горных пород по разрезу скважины представлена в таблице 2.



Рис. 2. Сводный стратиграфический разрез.

Характеристика физико-механических свойств горных пород по разрезу скважины.

Таблица 2.

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал	Горная порода (краткое название)	Категория породы по
			твердости, кгс/мм2	абразивности
Q	0-20	Суглинки, пески	34-120	2
P2kz+u	20-420	Песчаники, алевролиты	50-250	2-4
P1k	420-555	Ангидриты, доломиты	175-210	4-7
P1a	555-700	Доломиты, известняки	175-210	4-7
P1as+s	700-980	Известняки, доломиты	180-220	4-7
C1g+C1k	980-1080	Известняки, доломиты	180-220	4-7
C2m	1080-1375	Известняки, доломиты аргиллиты	175-210	4-7
C2b	1375-1450	Известняки, доломиты	175-220	4-7
C1sp	1450-1675	Известняки, доломиты	175-220	4-7
C1v	1675-1870	Аргиллиты, алевролиты, известняки	34-250	2-5
C1t	1870-2220	Известняки, аргиллиты,	34-250	2-5
D3fm	2220-2250	Известняки доломиты	160-220	4-7
D3fr	2250-2375	Аргиллиты, алевролиты, песчаники	34-250	2-5
D2g	2375-2400	Песчаники, аргиллиты	34-250	2-5

1.3 Нефтегазоводоносность

Нефтеносность.

Гарюшкинское месторождение расположено в пределах Волго-Уральской провинции, в пределах Бымско-Кунгурской нефтегазоносной области.

Промышленная нефтеносность установлена в девонском терригенном комплексе - в отложениях пашийского и тиманского горизонтов. Индексация продуктивных пластов дана в соответствии с принятой для района схемой, согласно которой снизу вверх выделяются: пласт D₃p (пашийский горизонт), пласт D₃tm (тиманский горизонт). В пределах месторождения в пласте D₃tm содержатся основные запасы нефти. Нефтеносность представлена в таблице 2.

Газоносность.

Свободный газ отсутствует.

Гидрогеологическая характеристика.

Территория Гарюшкинского месторождения приурочена к Волго-Камскому артезианскому бассейну, входящему в состав Восточно-Русского бассейна пластовых безнапорных и напорных вод.

В вертикальном разрезе региона выделяется три гидрогеологических этажа, которые расчленяются на водоносные и водоупорные комплексы и горизонты. Здесь развит, преимущественно, пластовый тип вод с классами поровых, трещинно-поровых, порово-трещинных, трещинных и трещинно-карстовых вод.

Cледует отметить:

-на данной площади наблюдается нормальный тип гидрохимического профиля, с глубиной закономерно увеличивается плотность и минерализация вод, изменяется их химический состав;

-при проходке карбонатных отложений следует обратить внимание на зоны ухода промывочной жидкости и провалы бурового инструмента, такие интервалы нужно исследовать в гидродинамическом отношении на предмет возможности закачки в них экологически вредных стоков;

-пластовые воды каменноугольных отложений являются потенциальным промышленным сырьем для извлечения ценных компонентов;

-условия сохранности залежей углеводородов в пределах Гарюшкинского месторождения хорошие. Водоносность представлена в таблице 3.

Градиенты давлений по разрезу скважины представлены в таблице 3.

В пределах месторождения температурный режим можно охарактеризовать как стабильный, т.е. характеризующийся закономерным ростом температур по мере приближения к фундаменту. Температурные изменения в большей степени обусловлены различиями литологического состава пород, в частности, наличием глинистых осадков.

1.4 Возможные осложнения при бурении скважин

Основным видом осложнений при бурении скважин на Гарюшкинском месторождении является поглощение бурового раствора. Этот вид осложнения замедляет процесс строительства скважин. В результате, наряду с временными потерями, поглощения влекут за собой еще и финансовые потери.

Кроме поглощений, при бурении скважин на данной площади встречаются осыпи и обвалы стенок ствола скважины. Такой вид осложнений наиболее вероятен в рыхлых или слабосцементированных породах.

Таблица 3. Нефтеносность.

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Пористость, %	Проницаемость, мкм2	Плотность нефти, кг/м3	Подвижность, мПа*с	Параметры растворенного газа
					В пласт. условиях	После дегазации		газовый фактор, м3/т	давление насыщения, МПа
D3tm D3p	2320-2350 2353-2375	поровый поровый	15.9 15,8	0,311 0,205	844 866	879 913	0,05 0,01	39 23,2	11,48 9,05

Таблица 4. Водоносность.

Индекс стратиграф. подразделения	Интервал, м.	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Хим. состав воды в мг-экв форме	Степень минерализации мг-экв/л	Тип воды по Сулину	Относится к источнику питьевого водоснабжения
	от	до			анионы	катионы
					CI-	SO4-	HCO3	Na+	Mg+	Ca++
C2b	1375	1450	поровый	1169	150728	681,4	61	77689	3718	14507	247384,4	ХЛК	нет
C1sp	1500	1550	поровый	1182	163950	232,91	85,40	77291	4159	18602	264320,31	ХЛК	нет
C1tl	1755	1765	грануляр.	1177	158421	518,49	73	75844	5724	14793	255373,49	ХЛК	нет

Таблица 5. Градиенты давлений по разрезу скважины.

Глубина определения давления, м.	Градиенты
	Пластового давления, (МПа/м)*102	Гидроразрыва пород, (МПа/м)*102
40 393 1025 1253	0,0088 0,009 0,01 0,0077	0,0035 0,039 0,103 0,097

Таблица 6

Индекс стратигра- фического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения м3/ч	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)
P2kz+u	30	420	частичные	Наличие высокопроницаемых пород Превышение давления в скважине над пластовым Н < 1200 м ?P? 1.5 МПа 1200 м < H <2422 м ?P ? 2.5 МПа
C1sp	1450	1675	интенсивные
D3fm+f2	2220	2292	частичные
D2zv	2375	2422	частичные

Таблица 7. Осыпи и обвалы стенок скважины.

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Мероприятия по предупреждению возникновения осложнений
	от	до
Q+P2kz+u	0	420	Спуск направления и кондуктора Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с установленными показателями Проработка ствола в интервалах обвалообразований Промывка многоцикловая Установка цементного моста в процессе бурения не позднее, чем через 36 часов после вскрытия верейских отложений
C2vr	1322	1375
C1tl (T)+bb+v1	1755	1870
D3tm+D3p	2320	2375
D2zv	2375	2422

Таблица 8. Нефтегазопроявления.

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид проявляемого флюида	Условия возникновения	Характер проявления
	от	до
D3tm	2320	2350	нефть	При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров заданного бурового раствора или при снижения давления в скважине ниже пластового из-за отсутствия постоянного долива жидкости в скважину.	Пленка нефти
D3p	2353	2375	нефть		Пленка нефти

1.5 Исследовательские работы в скважине

Запись всех геофизических параметров, за исключением термометрии, производится при подъеме прибора от забоя скважины. Промыслово-геофизическиеисследования проектом предусматривается выполнять сразу после бурения скважины. Перед исследованием ствол скважины проработать при нагрузке 2 - 3 т, и скорости 20 - 40 м/ч. Общие исследования в масштабе 1:500 должны включать стандартный комплекс измерения электрических сопротивлений, содержащих градиент-зонды A2.0M0.5N, NO.M2.0A, потенциал-зонд N60.M0.5A, ПС, KB, профилеметрию, ПК, АК, ННК, ГК.

Перечень видов геофизических исследований и работ в скважине представлен в геолого-техническом наряде.

Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонне.

Таблица 9

Индекс стратиграфического подразделения	Номер объекта (снизу)	Интервал залегания объекта, м	Тип конструкции пpодуктивного зaбоя	Тип уcтaновки для испытaния (освоения)	Плaст фантанирующий	Количество режимов (штуцеров) для испьгтания, шт.	Диаметр штуцера, мм
		от (верх)	до (низ)
D3p	1	2353	2375	цемент, колонна	Стационар, передвижной.	нет	3	3,5,7
D3tm	2	2320	2350	цемент, колонна	Стационар, передвижной.	нет	3	3,5,7

2. Технико-технологическая часть

2.1 Конструкция скважины

Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.

На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:

Направление шахтовое - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения; цементируется до устья.

Направление - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения; цементируется до устья.

Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.

Эксплуатационная колонна - для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании; цементируется до устья.



Рисунок 3. Совмещенный график давлений.

2.2 Профиль ствола скважины

На данной площади принимается 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, участка набора кривизны, прямолинейно-наклонного участка, участка набора кривизны, участка снижения кривизны (приложение №2). Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 100 метров. Бурение искривленного участка осуществляется с помощью винтового забойного двигателя марки ДРУ-178 и телесистемы. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла, (искривленного участка) принимается i10=10.



Рисунок 4

Расчет наклонного ствола скважины

Исходные данные:

Глубина скважины Lв = 2385 м.

Глубина зарезки наклонного ствола Нв = 100 м.

Диаметр долота Dд. = 0,2953 м.

Диаметр забойного двигателя Dз.д = 0,240 м.

Длина отклонителя Lот= 10 м.

Длина забойного двигателя L_2тсш = 17 м.

Проложение А=400 м.

Определяется радиус искривления ствола скважины:

м.

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

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

где: q_от - масса отклонителя длиной в1см (г).

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

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

I - момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;

Е - модуль Юнга; Е=2,1* 10⁷

f_зд =(0,13*10⁷*g_т*l_т²) /(E*I)=(0,13*10^7*2,5*1700²)/(2,1*10⁷*7085)=63,1 мм

I=0,049*q⁴_зд = 0,049* 19, 54=7085 см⁴

где: q_зд - масса забойного двигателя длиной в1см (г).

Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается R=600м.

Определяется максимальный угол наклона ствола скважины

cos б=(R*(R-A)+ H*v H²+A²-2R*A )/(H²+ (R-A)²)=

=(600*(600-400)+2285*v2285²+400²-2*600*400)/(2285+(600-400)²) =0,9842

б=10є

где: А - проложение (м) - 400м

H=L_в-H_в=2385-100=2285 м

Определяется горизонтальная проекция искривленного участка

a=R*(1- cosб) =600*(1-0, 9842) = 9, 5 м

Определяется вертикальная проекция искривленного участка

h=R*sinб = 600*0, 1736=104 м

Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка

H1=Lв- (Hв+h) =2385-(100+104) =2181 м

Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка

A= H1*(tgб) = 2181 *0, 1763=384 м

Определяется длина искривленного участка

l₂=0, 01745*R*б=0, 01745*600*10=104 м

Определяется длина прямолинейного наклонного участка

l3 = Н1/ cos б =2181 /0, 9842 = 2216 м

Определяется длина наклонного участка

Lн=l1+l2+l3=100+104 +2216 =2422 м

Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины

К1=l2/h=104/104 =1

К2=l3/Н=2216/2181 =1,01

2.3 Способы бурения, типомодели долот, режимы бурения скважин, бурильный инструмент

В интервале бурения под шахтовое направление породы представлены отложениями глин с прослоями мелкозернистого песка. Данные породы являются мягкими, поэтому для бурения этого интервала используем шнековое долото диаметром 600 мм. Способ бурения - вращательный. Вращение долота осуществляется ротором с частотой вращения 60 об/мин.

В интервале бурения под направление породы представлены отложениями глин с прослоями мелкозернистого песка. Данные породы являются мягкими, поэтому для бурения этого интервала используем долото III 393,7мм СГВУ. Способ бурения - вращательный с использованием гидравлического забойного двигателя ВЗД-240 с частотой вращения вала 660 об/мин.

В интервале бурения под кондуктор породы средней твердости: песчаники слабосцементированные с прослоями глин, характеризующиеся относительно небольшим сопротивлением сжатию. Поэтому лучше их разбуривать трехшарошечным долотом с фрезерованными зубьями. Используем долота 295,3 мм DSX619. Такие долота обеспечивает хорошую очистку основных венцов шарошек, очищает центральную зону забоя скважины и образует мощный нисходящий поток. Способ бурения - вращательный с использованием гидравлического забойного двигателя ДР-240 с частотой вращения вала 660 об/мин.

В интервале бурения под эксплуатационную колонну породы представлены мелко- и среднезернистыми известняками, доломитами. Эти породы характеризуются высокой твердостью и абразивностью, высоким сопротивлением сжатию. Для разбуривания пород в интервале используем долота 215,9 MSX516M и 215,9 HP-62. Способ бурения вращательный с использованием винтового забойного двигателя марки ДРУ-178 с частотой вращения вала 80 об/мин.

Таблица 10. Долотная карта.

Номер п/п	Забой на начало	Типоразмер долота	Завод. номер	Забойный двигатель	Завод. номер	Проходка, м.	Время мех. бурения, час.	Тип пром. жидкости
1	0	ШНЕК	999	РОТОР	9999	10	5	Без промывки.
2	10	393,7 СГВУ	392	ВЗД-240	191	60	11	Глин. р-р
3	70	295,3DSX619	195110	ДР-240	9544	430	16	Глин. р-р
4	500	215,9 MSX516M	658	ДРУ-178	195110	1020	11	Пластовая
5	1520	215,9 HP-62	139	ДРУ-178	195110	235	9	Пластовая
6	1755	215,9 HP-62	139	ДРУ-178	195110	297	4	Ингибированный полимер-глинистый
7	2052	215,9 HP-62	139	ДРУ-178	195110	370	4	Ингибированный полимер-глинистый

2.4 Тип и параметры буровых растворов

Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения возникновения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

Бурение под шахтовое направление в интервале от 0 до 10 м. осуществляется без промывки шнеком d=600 мм. Бурение под направление в интервале от 10 до 70 м. бурится долотом d= 393,9 мм. на глинистом растворе с с₁= 1080 кг/мі. Бурение под кондуктор в интервале от 70 до 500 м. ведется на глинистом растворе с с₂= 1100 кг/мі. Бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 500 до 1755 м. ведется на технической воде с с₃= 1000 кг/мі. Бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 1755 до 2422 м. ведется буровым раствором с с₄= 1140 кг/мі.

Для приготовления бурового раствора используем глиномешалку ГДМ - 1. Для очистки бурового раствора от выбуренной породы при бурении интервала 0-500 м используем двухступенчатую систему очистки. Первая ступень - вибросито СВ-1 (2 шт), предназначено для отделения наиболее крупных частиц. Размеры ячеек при бурении под кондуктор 0,9х0,9 мм. Вторая ступень очистки - гидроциклонная установка: два пескоотделителя для уделения песчаных частиц размером 0,55-0,88мм.

При бурении интервала 500-2422 м используем трехступенчатую систему очистки. Первая ступень - вибросито СВ-1, вторая - гидроциклонная установка ГЦК-360М и третья ступень -16 илоотделителей ИГ-45М для удаления илообразных частиц размером 0,35-0,50мм.

В процессе бурения раствор с устья скважины попадает на вибросита. Благодаря регулированию угла наклона рабочей поверхности и широкому диапазону размеров ячеек сеток, вибросито позволяет очищать буровой раствор от частиц размером до 0,74мм. Очищенный раствор поступает в емкость, расположенными под виброситами, из емкости раствор подается центробежными насосами на пескоотделитель, где очищается от частиц размером 0,55-0,88мм и поступает в емкость откуда подается на илоотделитель. Раствор, очищенный на всех ступенях очистки, буровыми насосами закачиваем в скважину.

Таблица 11. Потребность бурового раствора

Интервал, м	Название (тип) бурового раствора и его компонентов	Нормы расхода бурового раствора, м3/м и его компонентов, кг (м3)/м3 в интервале	Количество бурового раствора м3
от	До			На запас на поверхности	Суммарная в интервале
10	70	Естественный глинистый р-р	1.29	30	93
		Глинопорошок бентонитовый	60	1800	5592
		Кальцинированная сода	2	60	186.39
		Техническая вода	0.988	29	89.65
70	500	Полимер-эмульсионный	0.72	60	300
		Р-СИЛ	5	300	1500
		РЕОПАК Н	3.5	210	1050
		Карбонат кальция	40	2400	12000
		Реагент МИГ	5	300	1500
		Техническая вода	1.000	60	300
500	1755	Техническая вода	0.38	60	499
		Оксид цинка	0.5	30	287.3
		ПАА	0.05	3	28.73
1755	2422	Ингибированный полимер-глинистый	0.38	60	350
		Реоцил марки В	2	120	700
		Реоксан марки Б	2	120	700
		Синтал - БТ	5	300	1750
		Р-СИЛ	5	300	1750
		Хлорид калия	50	3000	17500
		Хлорид натрия	270	1620	94500
		БУРАМИЛ - БТ марки А	15	900	5250

2.5 Меры по предупреждению аварий и осложнений

Возможными и характерными аварийными ситуациями (осложнениями) при строительстве скважин на Гарюшкинском месторождении являются:

- поглощение промывочной жидкости и бурового раствора;

- нарушения устойчивости пород, слагающих стенки скважин (осыпи, обвалы, кавернообразования);

- прихваты колонны бурильных труб в C₁sp.

- нефтегазоводопроявления.

Поглощение бурового раствора может стать причиной загрязнения подземных вод.

Уход промывочной жидкости различной интенсивностью встречается в интервалах крепления ствола скважины кондуктором и эксплуатационной колонной.

Осыпание неустойчивых пород верейского горизонта приводит к увеличению образования объемов бурового шлама и отработанного бурового раствора.

Опасность ГНВП сводится к минимуму, если промывка скважины производится с превышением гидростатического давления над пластовым 10-15%. Притоки в скважину пластовых флюидов возможны при снижении уровня жидкости в скважине в процессе подъема бурильной колонны. Поэтому подъем бурильных труб из скважины производится с постоянным доливом скважины с устья буровым раствором.

Мероприятия по предотвращению возможных осложнений

Предупреждение осложнений направлено:

- на безаварийную проводку скважины до проектной глубины;

- на проведение всех исследований в скважине, предусмотренных проектом;

- на максимальное сокращение образующихся отходов бурения (буровой шлам, буровые сточные воды, пластовые флюиды);

- на обеспечение качественного разобщения пластов и надежности крепи скважины.

Предотвращение поглощения промывочной жидкости при углублении скважины и цементного раствора при цементировании обсадных колонн.

Перед спуском кондуктора - проведение изоляции зон поглощения промывочной жидкости намывом инертных наполнителей и цементными заливками. В случае опасности поглощения тампонажного раствора при цементировании кондуктора - использование устройств герметизации затрубного пространства.

Перед спуском эксплуатационной колонны, опрессовка ствола с помощью пакера на максимальное давление, ожидаемое в процессе цементирования скважины.

Осуществление спуска бурильных труб с промежуточными промывками, особенно при высоких значениях статического напряжения сдвига (СНС) раствора, с целью предупреждения гидроразрыва пород и снижения продавочного давления.

В случае катастрофических поглощений применяют профильный перекрыватель.

Предупреждение осыпей и обвалов стенок скважины, прихватов колонн бурильных и обсадных труб.

Применение высококачественных буровых растворов с низкой фильтрацией и соответствующими показателями плотности и СНС, по возможности, обладающих ингибирующими свойствами.

Избежание резких колебаний гидродинамического давления в стволе не обсаженной скважины за счет ограничения скорости спуска и подъема бурильного инструмента и промывки скважины буровым раствором по возможности с минимальными значениями вязкости и СНС.

Ограничение скорости спуска и подъема бурильных труб в интервале залегания неустойчивых пород, недопущение затяжки и посадки бурильного инструмента.

Предупреждение нефтегазоводопроявлений.

Ограничение скорости подъема бурильных труб и осуществление постоянного долива скважины с устья, не допуская снижения уровня ниже гидростатического.

Прекращение подъема труб из скважины, в случае возникновения поршневания вследствие сальникообразования; в случае необходимости подъема, осуществление его на 1-й скорости лебедки, не допуская затяжек более 10 т ССВ и доливая скважину через бурильные трубы.

2.6 Крепление скважин

Выбор тампонажного материала производится в зависимости от характера разреза, назначения скважины, высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве и температуры забоя. Потребность материалов определяется расчетом. Выбранные тампонажные материалы подвергаются анализу для соответствия их требования ГОСТа 1581-96.

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

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

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

Турбализаторы устанавливаются на границах увеличения ствола скважины согласно инструктивно-технологической карте. Центраторы устанавливаются через каждые 25 м вместе со скребками.

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

для кондуктора - 1 м/с.

для эксплуатационной колонны - 1 м/с.

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

Таблица 12. Технологическая оснастка обсадных труб

Номер колонны	Название колонны	Номер части колонны	Элементы технической колонны
			Наименование, шифр, типоразмер.	Масса элемента
1	кондуктор	1	БКМ-324	60
		2	ЦЦ-324/394-1	77
2	эксплуатационная	1	БКМ-146	22
		2	ЦКОДМ-146-1	20
		3	ЦЦ-146/190-216	10

Подготовка буровой установки к креплению скважины.

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

Проверяется состояние фундаментов блоков, основание вышки, агрегатов буровой установки. Проверяется состояние вышки, центровка ее относительно устья скважины, тормозной системы лебедки, силового привода, буровых насосов, запорной арматуры, нагнетательной линии и талевой системы. В превентор устанавливаются плашки под соответствующий диаметр обсадных труб. Проверяется исправность и точность показаний контрольно - измерительных приборов. Выявляются недостатки и устраняются до начала ведения работ и оформляются актом о готовности буровой установки к креплению скважины.

Таблица 13. Характеристика жидкостей для цементирования.

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Номер части колонны в порядке спуска	Номер ступени (снизу вверх)	Характеристика жидкости (раствора)
				Тип или название	Объем порции, м3	Плотность, кг/м3	Время начала схватывания, мин	Время ОЗЦ, час
1	Направление шахтовое	1	1	цементный	1,5	1850	90	10
2	Направление	1	1	цементный	3,9	1850	90	16
3	Кондуктор	1	1	цементный	14,5	1850	90	48
4	Эксплуатационная 0-1285м ПЦТ-III-об-50 1285-1435м ПЦТ-II-50 1435-2170м ПЦТ-II-50+МСФ 2170-24222м ПЦТ-II-50	1	2 2 1 1	облегченный цементный облегченный цементный	56,9 6,6 32,5 11,2	1500 1850 1500 1880	120 120 120 120	48 48 8 8

Таблица 14. Компонентный состав жидкости для цементирования

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Номер части колонны в порядке спуска	Номер ступени (снизу вверх)	Тип или название жидкости для цементирования	Название компонента	Норма расхода компонента, кг/м3
1	Направление шахтовое	1	1	цементный	Портландцемент ПЦТII-50	1231
					NaCl	61,5
					Техническая вода	615
2	Направление	1	1	цементный	Портландцемент ПЦТII-50	1231
					NaCl	61,5
					Техническая вода	615
3	Кондуктор	1	1	цементный	Портландцемент ПЦТII-50	1231
					NaCl	61,5
					Техническая вода	615
4	Эксплуатационная	1	1	буферная №1	Детергент Н + тех. вода	15
				буферная №2	Р-СИЛ + тех.вода	10
				буферная №3	Цементный р-р 1,35-1,45г/см
					ГИДРОЦЕМ С	1,3
					ПОЛИЦЕМ ДФ	1,3
					ЦЕМПЛАСТ МФ	1,89
					Кальций хлористый	1,3
					ПЦТ-III-об-5-50	870
				цементный	Портландцемент ПЦТII-50 Техническая вода ГИДРОЦЕМ С ГИДРОЦЕМ В ПОЛИЦЕМ ДФ ЦЕМПЛАСТ МФ МСФ Расширяющаяся добавка РУ NaCl	1500 кг/м3	1880 кг/м3
						850	1235
						476,0	570,0
						-	2,60
						2,0	-
						2,0	2,60
						-	3,90
						150	-
						-	65
						50	65
			2	буферная №1	Детергент Н + тех. вода	15
				буферная №2	Цементный р-р 1,35-1,45г/см
					ГИДРОЦЕМ С	1,3
					ПОЛИЦЕМ ДФ	1,3
					ЦЕМПЛАСТ МФ	1,89
					Кальций хлористый	1,3
					ПЦТ-III-об-5-50	870
				цементный	ГИДРОЦЕМ С	2,60
					ПОЛИЦЕМ ДФ	2,60
					ЦЕМПЛАСТ МФ	3,90
					NaCl	65,0
					Портландцемент ПЦТII-50	1235
					Техническая вода	570

Подготовка обсадных труб.

Обсадные трубы к спуску в скважину подготавливают централизованно на трубных базах или непосредственно на буровых. Доставленные на скважину обсадные трубы должны иметь заводские сертификат и маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям стандартов. Перевозить обсадные трубы необходимо на специально оборудованных сухопутных, водных или воздушных транспортных средствах с разгрузкой их подъемным краном или другими способами, исключающими сбрасывание труб или перетаскивание их волоком. Все обсадные трубы, предназначенные для крепления скважины, на буровой необходимо подвергнуть внешнему осмотру. На наружной поверхности труб не должно быть вмятин, раковин, трещин и других повреждений. Резьбы муфт и труб должны быть без заусенцев и других дефектов. Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному необходимо проверять с помощью жесткого цилиндрического шаблона.

Обсадные трубы, подлежащие спуску в скважину, должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию на внутреннее давление в соответствии с требованиями действующих инструкций. Трубы, которые не выдержали испытаний, следует отбраковывать (на трубной базе или непосредственно на буровой).

Обсадные трубы необходимо уложить на мостках в порядке их спуска и произвести замер длины каждой трубы.

Некачественная подготовка обсадных труб на поверхности влечет осложнения и аварии при креплении.

Дополнительные мероприятия по предупреждению аварий и осложнений при креплении:

- строгий контроль за визуальным осмотром, инструментальным обмером труб на поверхности;

- установить постоянный контроль за качеством наворота и крепления труб в процессе спуска с применением моментомеров и уплотнительных материалов.

Подготовка наземного оборудования и оснастки

Подготовка наземного оборудования и оснастки должна быть проведена в период, предшествующий непосредственно спуску колонны. В это время без специальных затрат времени выполняется центрирование вышки, проверка, профилактика и ремонт: лебедки, ротора, насосов, силового привода. Завозятся на буровую элементы оснастки колонны, проверяется их пригодность, и осуществляются необходимые испытания.

Наиболее вероятными причинами возможных осложнений и неполадок при креплении скважин могут быть неисправность обратных клапанов, не герметичность перекрытия стоп-кольца продавочной пробкой, неисправности в работе разъединителей, стыковочных устройств, муфт ступенчатого цементирования. Все эти неполадки могут быть устранены путем грамотного, квалифицированного, ответственного и своевременного подхода специалистов по цементированию к своим обязанностям. Элементы низа должны быть собраны, закреплены и опрессованы до спуска в скважину. В процессе подъема инструмента перед спуском колонны выполняются последние приготовления с тем, чтобы разрыв времени между концом подъема инструмента и началом спуска колонны был минимальной продолжительности (не более 0,5 час.).

Спуск и цементирование обсадных колонн

Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.

Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

Свинчивание труб производить ключом АКБ-3М с докреплением машинными ключами с контролем усилия наворота моментомером. Первые 200 метров труб рекомендуется спускать на двух элеваторах. Для смазки резьбовых соединений труб применять смазку Р-402(РУСМА).

Скорость спуска колонны должна быть следующей: до глубины 500м (по стволу) скорость спуска не более 1м/с, ниже не более 0,4м/с.

С целью предупреждения гидроразрыва пластов и поглощений, произвести расчет возможных гидродинамических давлений в скважине и расчет допустимых скоростей спуска обсадных колонн согласно действующей «Инструкции по креплению скважин» 1975 г., ВНИИКРНефть.

Применение пружинных центраторов с незначительной деформированностью позволяет производить вытеснение бурового раствора без образования застойных зон даже в области структурного режима течения.

Центраторы также облегчают процесс спуска обсадной колонны вследствие снижения сил трения между трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным в результате возникновения локальных завихрений восходящего потока жидкости на участках размещения центраторов.

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

- равномерно и полностью заполнять затрубное пространство;

- обеспечить надежное сцепление цементного камня с обсадными колоннами и горными породами.

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

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

Выбор способа цементирования

В зависимости от геологических условий и принятого способа заканчивания скважины применяют различные методы цементирования: прямое одноступенчатое, с разделительными пробками, ступенчатое, манжетное, обратное, комбинированное, цементирование хвостовиков и секций обсадных колонн.

Исходя из того, что отсутствует опасность поглощения цементного раствора для цементирования кондуктора, применяем прямое одноступенчатое цементирование. Преимущество данного способа заключается в простоте и во многих случаях достаточной надежностью. Цементный раствор через цементировочную головку закачивают в обсадную колонну, затем продавливают за колонну путем закачивания продавочной жидкости. За колонной цементный раствор отделяется от бурового раствора буферной жидкостью. Контроль процесса цементирования осуществляется путем измерения объема продавочной жидкости мерными емкостями цементировочных агрегатов и по давлению на устье скважины.

Для цементирования эксплуатационной колонны применяем двухступенчатый способ цементирования. Применяемое цементирование обсадных колонн с подъемом тампонажного раствора на большую высоту в два приема осуществляется с помощью устройств ступенчатого цементирования (УСЦ-146).

2.7 Вскрытие, опробование и освоение продуктивных горизонтов

Испытание продуктивных горизонтов проектируется производить снизу вверх, с передвижного агрегата А-50. Испытанию в эксплуатационной колонне подлежат продуктивные пласты девонской системы.

Испытание продуктивных пластов следует проводить в соответствии с технологическим регламентов на освоение скважин (Технические условия на испытание нефтяных и газовых скважин [не обсаженных (в процессе бурения) и обсаженных] пластоиспытателем. Пермь 2003).

В качестве основного способа вторичного вскрытия пласта служит кумулятивный способ перфорации. Перфорационной средой в зависимости от типа перфоратора может быть, как солевой раствор, обработанный ПАВ, так и нефть (очищенная и дегазированная).

В целях повышения гидродинамического совершенства скважины и сохранения целостности цементного кольца за колонной рекомендуется применять для вторичного вскрытия пластов новые модификации перфораторов, в частности, кумулятивный перфоратор ПКТ-89. Кумулятивные заряды для ПКТ-89 изготавливаются по современным технологиям, обеспечивающим хорошую пробивную способность, чистоту перфорационного канала. Перфорационной средой служит солевой раствор, приготовленный на основе технической воды и хлористого натрия (возможно применение хлористого калия) плотностью 1,03-1,05 г/см³ и обработанный гидрофобизатором ИВВ-1 в концентрации активного вещества 0,02-0,05%.

Также рекомендуется вскрытие пласта на депрессии с применением малогабаритных перфораторов (ПРК-42С, ПМИ-48, А-J). В этих случаях следует учитывать пластовые давления и подбирать плотность перфорационной среды в соответствии с последними данными пластовых давлений. В этом случае перфорационной средой может служить товарная нефть.

Перед перфорацией на устье скважины устанавливается превентор ПМТ2 125х21 или устьевая перфозадвижка в соответствии с утверждёнными схемами оборудования устьев скважин при испытании.

Работы по перфорации эксплуатационной колонны при испытании (освоении) на Гарюшкинском месторождении представлены в таблице 15.

Таблица 15

Перфорационная среда	Длина интервала перфорации, м	Вид перфорации: кумулятивная, пулевая, снарядная гидропескоструйная, гидроструйная	Типоразмер перфоратора	Количество отверстий на 1п/м, шт	Количество одновременно спускаемых зарядов, шт	Количество спусков перфоратора	Предусмотрен ли спуск перфоратора на НКТ	Насадки для пескоструйной перфорации
Вид: раствор, нефть, вода	Плотность, г/см3								Диаметр, мм	Количество, шт
Солевой раствор	1,05	5	Кумулятивная	ПК- 105С	10	10-20	3	Да	3-6	6-10

Примечания: Помимо приведенных типов перфоратора, рекомендуется использовать перфораторы ПМИ-48, AJ, типа PREDATOR 4” с пакером UNI-6, ПС-112; интервалы перфорации могут быть изменены по результатам ГИС;

Вызов притока и очистка пласта.

В качестве способа вызова притока настоящим проектом предусматривается метод свабирования. Для его осуществления необходимо иметь следующее оборудование и технику: подъемную установку (А-50), геофизический подъемник типа ПКС-5 с геофизическим кабелем, лубрикатор, емкость вместимостью 10-20 м (с уровнемером), АНЦ-320 - 1 шт., ППУ - 1 шт. (при температуре окружающей среды ниже 0° С).

Требования по подготовке скважины к свабированию:

1. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) при спуске должны быть прошаблонированы.

2. Низ НКТ оборудуется специальной воронкой, механическим пакером или «стоп-кольцом», предназначенным для предотвращения падения сваба в интервале перфорации;

3. Скважина должна быть оборудована превентором с глухими плашками и стандартной фонтанной арматурой.

Технологические особенности процесса свабирования следующие: первый раз сваб спустить на глубину 200-300 метров ниже уровня жидкости в скважине и произвести подъем до глубины 25 - 30 м от устья на третьей или четвертой скорости подъемника; дальнейшие спуски производить на глубину 200 - 500 м ниже установившегося уровня жидкости в скважине. Свабирование закончить после получения притока.

В случае отсутствия притока, в результате циклического воздействия на пласт в течение 2-3 часов (15-20 циклов), целесообразно применить метод циклического воздействия в сочетании с кислотной обработкой пласта или обработкой раствором ПАВ. Сущность метода заключается в следующем: при отсутствии притока после 15-20 циклов воздействия, через струйный насос в пласт закачивают раствор ПАВ, далее продолжают циклическое воздействие на пласт с помощью струйного насоса (20-30 циклов), а затем закаченный раствор ПАВ откачивают из пласта на поверхность с помощью того же струйного насоса.

При производстве работ по испытанию скважины, жидкость, извлекаемую из скважины, следует откачивать в мерники отстойники для последующего вывоза на ближайшую депонирующую скважину (находящуюся в 10 км от месторождения).

3. Техническая часть

Выбор буровой установки.

Буровая установка выбирается по основной характеристике, которой является грузоподъёмность. Максимальная грузоподъёмность должна быть выше, чем вес наиболее тяжелой обсадной колонны в воздухе:

G_ok ? 0,9 G_max

где: G_ok -- вес наиболее тяжелой обсадной колонны;

G_max - максимальная грузоподъёмность буровой установки.

Номинальная грузоподъёмность - величина нагрузки, которая может быть многократно приложена к буровой установке без ущерба для её прочности. Этой нагрузкой является вес бурильной колонны в воздухе.

Определим вес наиболее тяжелой обсадной колонны:

G_ok⁼ q_ок * L_ok

где: q - вес одного погонного метра обсадной колонны, кг,

(для труб 146 * 7,7 Д; q_0K = 27 кг; для труб 245 * 7,9 Д q_0K = 53,5 кг; для труб 324 * 8,5 Д q_ok ⁼ 75,8 кг; для труб 426 *16,1 Д q_ок=125,9 кг); L₀к-длина обсадной колонны, м.

Для труб 146x7,7 Д G_ок = 27 * 2422 = 65394 кг;

Для труб 244,5х8,9Д G_ок= 53,5 * 500=26750 кг;

Для труб 324 * 9,5 G_ок=75,8 * 70=5306 кг.

Для труб 426 * 16,1 G_ок=125,9*10=1259 кг

По результатам расчета наиболее тяжелой обсадной колонной является эксплуатационная колонна.

Определим вес бурильной колонны для бурения под эксплуатационную колонну:

G_БК=G_Д+G_ВЗД+(q_УБТ*L_УБТ)+(q_БТ*L_БТ)+(q_лбт*L_лбт)

где: G_Д - вес долота, кг (G_Д= 38кг);

G_ВЗД- вес винтового забойного двигателя, кг (G_ВЗД =1350 кг);

q_УБТ и q_БТ - вес одного погонного метра утяжеленных бурильных труб и бурильных труб, соответственно, кг( q_УБТ =163,7кг; q_БТ ⁼ 23,2 кг );

q_ЛБТ - вес одного погонного метра аллюминиевых бурильных труб;

L_УБТ, L_БТ и L_ЛБТ - длина утяжеленных бурильных труб, бурильных и аллюминиевых труб, соответственно, м.

G_БK= 38+1350+ (163, 7* 25) + (23, 2*800) + (16, 5*1611) = 50622кг

Нагрузки, возникающие в процессе бурения и крепления скважины, позволяют использовать буровую установку БУ - 2500ЭУК. Допускаемая грузоподьёмность на крюке буровой установки 1000 кН. Полученные результаты веса бурильной и обсадной колонны удовлетворяют этой буровой установке:

G_бк< 0,6 G_max G_ок < 0,9 G_max

50622 < 0,6* 100000 = 60000 кг 65394< 0,9 * 100000 = 90000 кг

Техническая характеристика БУ - 2500 ЭУК представлена в таблице 16.

Таблица 16

Допустимая нагрузка на крюке, кН	1000
Условная глубина бурения, м	2500
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,1
Высота основания, м	5
Скорость подъема не загруженного элеватора, м/с	1,7 - 1,8
Буровая лебедка ЛБ - 450
Расчетная мощность на валу лебедки, кВт	300
Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната, кН	145
Диаметр талевого каната, мм Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с0,1 Высота основания, м5,5 Скорость подъема не загруженного элеватора, м/с1,95 Буровая лебедкаЛБ-750 Расчетная мощность на валу лебедки, кВт560 Максимальное натя жение подвижного конца талевого каната, кН 200 Диаметр талевого каната, мм Буровая вышка А-образная секционнаяканата, мм	25
Буровая вышка А - образная секционная с 3-х гранным сечением ног
Номинальная нагрузка, кН	1200
Расстояние между ног, м	7,5
Рабочая высота, м	38,7
Буровой насос НБТ - 600
Мощность, кВт	600
Максимальное давление, МПа	25
Ротор Р - 560
Максимальная нагрузка на стол ротора, кН	2500
Высота вышки, м	40,6
Вертлюг
Максимальная нагрузка, кН	1000
Максимальная частота вращения ствола, об/мин.,	3,3
Диаметр проходного отверстия, мм	90
Циркуляционная система
Суммарный объем, м3	60
Состав ПВО
ПУГ 230*35А, шт.	1
ОП5-230*35 *35А, шт.	1

Выбор оснастки талевой системы: 2Т=к*Q/Р_к=(3*88510)/40800=6,5

Где: Т - число оснащенных роликов талевого блока;

К - коэффициент запаса прочности талевого каната К=35;

Р_к - предельное разрывное усилие талевого каната.

Принимается оснастка 45.

Блок очистки:

- в/сито;

- сито-гидроциклон (илоотделитель, пескоотделитель);

4. Специальная часть

Разработка и совершенствование технологических процессов и технических средств при заканчивании скважин, направленных на снижение материальных и энергетических затрат, повышение надежности и долговечности, максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, имеют большое народнохозяйственное значение.

Заканчивание строительством скважины является одним из основных и технологически сложных процессов, которые охватывают весь цикл работ от начала вскрытия продуктивного пласта бурением и до ввода скважины в эксплуатацию.

Анализ некачественного цементирования скважин на Гарюшкинском месторождении позволил выявить, что основными причинами, обуславливающими низкое качество цементирования являются недоподьем цементного раствора до проектной высоты вследствие поглощения цементного раствора и занижение потребного количества тампонажного материала из-за сложной конфигурации стенок скважины.

Причиной отсутствия сцепления цементного камня с колонной и породой является неполное вытеснение бурового раствора тампонажным из-за сложной конфигурации ствола скважины и свойств перекачиваемых жидкостей.

Краткий анализ промысловых материалов по креплению скважин свидетельствует о наличии недостатков и несовершенства применяемой на практике технологии крепления скважин.

Следует отметить, что значительная доля причин обусловлена нарушениями норм, правил и требований, регламентирующих и нормативно-технических документов (инструкций, методик, рабочих проектов). При этом наибольшее их количество отмечается на стадии подготовки к креплению ствола скважины, обсадных труб, оборудования, тампонажных материалов и т.д. Не менее отрицательные последствия вызывают также нарушения технико-технологического характера в процессе выполнения операций по спуску и цементированию обсадных колонн.

При креплении скважин на Гарюшкинском месторождении необходимо обратить внимание на четыре наиболее важных момента:

- подготовка ствола скважины к спуску эксплуатационной колонны;

- выбор тампонажного раствора, обеспечивающего качественное крепление колонны;

- выбор элементов технологической оснастки;

- подъем цементного раствора за эксплуатационной колонной на заданную высоту;

На Гарюшкинском месторождении в разрезе скважины имеется высокопроницаемый пласт в интервале 1450-1675 м, поэтому при одноступенчатом цементировании эксплуатационной колонны часто возникают проблемы с подъемом цементного раствора на проектную высоту. Это происходит из-за поглощения цементного раствора. В данном случае актуально применить двухступенчатое цементирование с использованием устройства ступенчатого цементирования.

Технологическая оснастка эксплуатационной колонны.

Под понятием "технологическая оснастка обсадных колонн" подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов ее спуска и цементирования в соответствии с принятыми способами крепления скважин. Поэтому применение технологической оснастки при креплении скважин обязательно: