Проект строительства наклонно направленной скважины на Фаинском месторождении с рассмотрением вопроса оптимизации смазочных свойств бурового раствора для снижения прихватоопасности

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 10
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 11
1.1 Общие сведения 11
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины 11
1.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины 16
1.4 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины 17
1.5 Возможные осложнения по разрезу скважины 18
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 21
2.1 Обоснование и расчёт конструкции скважины 21
2.1.1 Определение числа колонн и глубины их спуска 21
2.1.2 Определение диаметров обсадных колонн и скважины под каждую колонну 22
2.2 Обоснование и расчет профиля наклонно направленной скважины 24
2.3 Выбор способа бурения 28
2.4 Выбор инструмента 30
2.4.1 Выбор долот 30
2.4.2 Выбор забойных двигателей 33
2.5 Выбор и обоснование вида промывочной жидкости и её параметров 34
2.5.1 Выбор и обоснование параметров промывочного раствора по интервалам скважины в зависимости от геологических условий 34
2.5.2 Расчёт плотности бурового раствора по интервалам бурения 35
2.5.3 Расчет объемов бурового раствора по интервалам бурения и на одну скважину 37
2.5.4 Расчет необходимого количества утяжелителя и химических реагентов по интервалам бурения 39
2.6 Расчёт бурильной колонны 39
2.6.1 Выбор КНБК 39
2.6.2 Проверка прочности бурильной колонны в клиновом захвате 42
2.7 Гидравлический расчёт промывки скважины (эксплуатационной колонны) 42
2.8 Проектирование режима бурения 45
2.9 Расчет обсадных колонн и их цементирования 45
2.9.1 Выбор равнопрочной эксплуатационной колонны 45
2.9.2 Расчёт давлений 46
2.9.3 Расчёт на прочность 49
2.9.4 Расчет цементирования эксплуатационной колонны 50
2.9.5 Расчёт деталей и узлов низа эксплуатационной колонны 53
2.10 Оптимизация смазочных свойств бурового раствора для снижения прихватоопасности 55
3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 67
4. ОХРАНА ТУДА 71
4.1 Перечень мероприятий по охране труда при приготовлении бурового раствора 71
4.2 Требования безопасности при работе с химическими реагентами 72
4.3 Требования безопасности при приготовлении, очистке и обработке буровых растворов 73
4.4 Организация и обеспечение безопасной эксплуатации оборудования в соответствиями с требованиями правил и инструкций 74
4.5 Организация и обеспечение безопасного ведения работ согласно с требованиями Правил и инструкциями 75
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 78
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 79
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 81
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 84
ПРИЛОЖЕНИЕ 3 85
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 86
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 89
ПРИЛОЖЕНИЕ 6 93
ПРИЛОЖЕНИЕ 7 94
ПРИЛОЖЕНИЕ 8 95
Методика тестирования смазочных добавок в буровом растворе 95
ПРИЛОЖЕНИЕ 9 96
План проведения исследования 96
ПРИЛОЖЕНИЕ 10 110
ПРИЛОЖЕНИЕ 11 111



1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Общие сведения
Таблица 1.1
Сведения о районе буровых работ
Наименование данных Значение
Месторождение Фаинское
Год ввода месторождения в разработку 1986
Административное расположение 
республика Россия
округ Ханты-Мансийский автономный округ - Югра
область Тюменская
район Сургутский
Температура воздуха, °С: 
среднегодовая минус 2
наибольшая летняя плюс 35
наименьшая зимняя минус 50
Максимальная глубина промерзания грунта, м 2,4
Продолжительность отопительного периода, сут. 257
Преобладающее направление ветров зимой ЮЗ-З, летом С-СВ
Наибольшая скорость ветров, м/с 28

Таблица 1.2
Сведения о площадке строительства буровой
Название, единица измерения Значение (текст, название, величина)
Рельеф местности, состояние местности: Пойма, слабо всхолмленная
Состояние местности Тайга
Толщина, см:
снежного покрова
почвенного слоя 
0,4-0,5 на открытых, до 2м на заселенных
0,1-0,2
Растительный покров:
  Покрытый луговой растительностью и низкорослым кустарником
Почвы Торфянно-болотные пески, суглинки, глины, супеси

Скважина Фаинского месторождения проектируется как эксплуатационная для добычи нефти из продуктивных отложений пласта ЮС1.
Проектный горизонт: васюганская свита.
Вид скважины: наклонно-направленная.
Проектная глубина: по вертикали на пласт ЮС1 – 3030м, по стволу – 3276 м.
Отход от вертикали – 1100 м.
Радиус круга допуска – 75 м.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
В дипломном проекте стратиграфический разрез проектируемой скважины приводится в соответствии с унифицированной стратиграфической схемой Межведомственного стратиграфического комитета (1962 г.) и с учетом изменений на основе «Решения Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы» (г. Ленинград, ВСЕГЕИ, 28.07.2000 г.).


Таблица 1.3
Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания
и коэффициент кавернозности пластов
Глубина залегания, м Стратиграфическое
подразделение Элементы залегания (падения) пластов
о подошве Коэффициент кавернозности интервала
от
(кровля) до
(подошва) название индекс угол азимут 
0 815 Кайнозойская группа KZ   
0 30 Четвертичная система Q 0,0 - 1,3
30 105 Неогеновые отложения N 0,0 - 1,3
105 815 Палеогеновая система Р   
105 335 Олигоценовый отдел Р3   
105 180 Туртасская свита Р33 0,0 - 1,3
180 265 Новомихайловская свита P32 0,0 - 1,3
265 335 Атлымская свита Р31 0,0 - 1,3
335 700 Эоценовый отдел Р2   
335 495 Тавдинская свита P31- Р23 0,0 - 1,3
495 700 Люлинворская свита P2 0,0 - 1,3
700 815 Палеоценовый отдел Р1   
700 815 Талицкая свита P1 0,25 - 1,25
815 3030 Мезозойская группа MZ   
815 2890 Меловая система K   
815 1350 Верхний отдел K2   
815 905 Ганькинская свита K2dm 0,50 - 1,25
905 1060 Березовская свита K2kmst 0,50 - 1,25
1060 1100 Кузнецовская свита K2kt 0,50 - 1,25
1100 1955 Покурская свита K2s-K1al 1,00 - 1,25
1350 2890 Нижний отдел K1   
1955 2060 Алымская свита K1a 1,25 - 1,25
2060 2180 Сангопайская свита K1brg 1,25 - 1,25
2180 2365 Усть-Балыкская свита K1gv 1,50  1,25
2365 2890 Сортымская свита K1vb 1,50 - 1,25
2890 3030 Юрская система J   
2890 3030 Верхний отдел J3   
2890 2910 Баженовская свита J3v 1,75 - 1,25
2910 2920 Георгиевская свита J3km 1,75 - 1,25
2920 3030 Васюганская свита J3ok 1,75 - 1,25


Таблица 1.4
Литологическая характеристика разреза скважины
Индекс стратиграфического разреза Интервал, м Горная порода Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки
 от
(верх) до
(низ) Краткое название % в интервале 
Q 0 30 Пески
Супеси
Суглинки
Глины 30
20
20
30 Континентальные аллювиальные озёрно-болотистые отложения. Неравномерное переслаивание песков серых, разнозернистых;



Продолжение таблицы 1.4
Индекс стратиграфического разреза Интервал, м Горная порода Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки
 от
(верх) до
(низ) Краткое название % в интервале 
     глин зеленовато-серых и бурых, вязких, песчанистых; лессовидных суглинков и супесей; торфяников, лёссов, илов, галек и гравия.
N 30 105 Пески
Алевролиты
Глины
Суглинки
Супеси 30
20
20
20
10 Неравномерное чередование песков серых, разнозернистых; алевролитов буровато- и желтовато-серых; глин зеленовато- и буровато-серых, вязких, песчанистых, немассивных; суглинков и супесей лессовидных, серых; прослоев лигнитов, лёссов, галек и гравия. Часто встречаются отпечатки континентальной флоры и останки фауны.
Р33 105 180 Глины
Алевриты
Пески 40
30
30 Глины зеленовато- и буровато-серые, плотные; алевриты зеленовато-серые, микрослоистые, с включениями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонко- и мелкозернистых песков, а также с прослоями лигнитов и растительных детритов.
P32 180 265 Пески
Глины
Алевриты 50
50 Переслаивание песков серых и светло-серых, кварцевых; глин серых и буро-серых, часто комковатых; коричнево-бурых алевритов, слабоуплотнённых, с прослоями бурых углей, лигнитов и углистых детритов. Генезис отложений - континентальный.
Р31 265 335 Пески
Глины
Алевриты 60
40 Пески светло-серые, мелко- и среднезернистые, преимущественно кварцевые, водоносные, с включениями растительных остатков и древесины; глины немассивные, зеленовато-серые, вязкие, слюдистые, с прослоями алевритов, бурых углей и лигнита.
Индекс стратиграфического разреза Интервал, м Горная порода Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки
 от
(верх) до
(низ) Краткое название % в интервале 
P31- P23 335 495 Глины
Алевриты 90
10 Глины зеленовато-светло-серые, вязкие, жирные, с прослоями алеврита и глинистого сидерита, с зёрнами пирита.


Продолжение таблицы 1.4
Индекс стратиграфического разреза Интервал, м Горная порода Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки
 от
(верх) до
(низ) Краткое название % в интервале 
P2 495 700 Глины 100 Глины серые, зеленовато-, голубовато- и пепельно-серые, алевритистые, с частыми включениями глауконитов и диатомитов; в нижней части свиты – глины опоковидные, с прослоями алеврита и сидерита, с редкими включениями зёрен пирита.
P1 700 815 Глины
Алевролиты 90
10 Глины уплотнённые, монтмориллонитовые, темно-серые, неяснослоистые, иногда тонколистоватые, с линзовидными включениями алевритов; глины зеленоватые, алевритистые, местами с примесями кварцево-глауконитового алевролита, сидерита и монтмориллонита.
K2dm 815 905 Глины 100 Глины желтовато-, зеленовато- и буровато-серые, известковистые, массивные, с частыми прослоями глинистых известняков и мергелей, а также с включениями разно-размерных зёрен пирита, глауконита и сидерита темно-серого. Генезис - морской.
K2kmst 905 1060 Глины 100 Глины серые, зеленовато-серые, тонкоотмученные, опоковидные, с остатками фауны моря; в верхней части – опесчаненные; в нижней – темно-серые до чёрных, плотные, алевритистые, с прослоями светло-серых диатомитов и голубовато-серых опок.
K2kt 1060 1100 Глины 100 Глины от зеленовато- и темно-серых до почти чёрных, плотные, в верхней части – с прослоями глауконитовых алевритов и опок и песчаников, с включениями зёрен глауконитов и рассеянных пиритов.
K2s- K1al 1100 1955 Песчаники
Алевролиты
Глины Алевриты
Пески
Аргиллиты  30
20
20
10
10
10 В верхней части свиты (в сеномане) – чередование серых, слабосцемен-тированных, полевошпатовых песчаников и алевролитов; тёмных глин и алевритов с прослоями кварцитов. В средней части – переслаивание рыхлых песчаников; слабо- и средне- сцементированных алевролитов; тёмных аргиллитов и глин. В нижней части – глины и аргиллиты темно-серые, плотные, слюдистые; алевролиты серые и
Продолжение таблицы 1.4
Индекс стратиграфического разреза Интервал, м Горная порода Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки
 от
(верх) до
(низ) Краткое название % в интервале 
     светло-серые. По всей свите глины имеют подчинённое значение.
K1brg 2060 2180 Алевролиты
Песчаники
Аргиллиты  20
40
40 Неравномерное переслаивание аргиллитов темно-серых и серых, с алевролитами и песчаниками слюдистыми, мелкозернистыми, часто сильно глинизированными, водоносными (пласты группы АС4÷12). Генезис отложений свиты морской.
K1gv 2180 2365 Аргиллиты Алевриты
Песчаники 60
40 Кровля (Пимская пачка) и подошва свиты – глины и аргиллиты темно-серые, известковистые, плотные; средняя часть – алевролиты битуминозные, слюдистые, с прослоями глин и песчаников. Генезис свиты - морской.
K1vb 2365 2890 Песчаники
Аргиллиты
Алевролиты
Глины 30
20
30
20 Чередование песчаников серых, кварцевых, немассивных (малопродуктивные пласты Ачимовской толщи: БС10÷22); аргиллитов тёмных, битуминозных, с прослоями глин; алевролитов темно-серых, глинистых. Генезис отложений свиты - морской.
J3v 2890 2910 Аргиллиты
Глины 80
20 Аргиллиты буровато-чёрные, алевролитовые, слюдистые; глины чёрные, местами известковистые, плотные, слюдистые, с пиритом, кремнезёмистые, (трещиноватый глинизированный пласт ЮС0)
J3km 2910 2920 Аргиллиты
Известняки 90
10 Переслаивание глинисто-известковистых пород. Аргиллиты серые и темно-серые, с частыми включениями зёрен глауконита; известняки серые слюдистые. Генезис отложений - морской.
J3ok 2920 3030 Песчаники
Алевролиты
Аргиллиты 40
30
30 Песчаники полимиктовые, мелкозернистые, глинистые, с прослоями темно-серых аргиллитов и плотных алевролитов, выделяемые как продуктивный нефтеносный пласт (горизонт) ЮС1.



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

Индекс стратиграфического подразделения Интервал
(по вертикали),
м Краткое
название основной
горной породы Плотность
кг/м3 Порис тость,
% Проницае
мость,
м2 Глинис
тость,
% Карбо
натность
% Предел текучести,
кгс/мм2 Твёрдость
кгс/мм2 Коэффи
циент пластич
ности Абразивность Категория
породы по промысловой классификации
Q 0 30 пески
супеси
суглинки
глины 2400
2250
2200
1800 40
35
35
6 4,44∙10-16
-
-
- -
15-20
30
90 1-2
-
-
1-2 15


15 
15-45
 1,1-4,5
6-б/к
6-б/к
1,6-4,3 7-8
2
1
1-4 М
N 30 105 пески
супеси
суглинки
глины
алевролиты 2400
2250
2200
1800
2000 40
35
35
6
12 4,44∙10-16
-
-
-
9,9∙10-15 -
15-20
30
90
20-30 1-2
-
-
1-2
- 15


15
21-164 
15-45


29-182 1,1-4,5
6-б/к
6-б/к
1,6-4,3
1,1-4,5 7-8
2
1
1-4
3-6 М
Р 105 815 пески
глины
алевролиты 2400
1800
2000 40
6
12 4,44∙10-16
10-18
9,9∙10-15 -
90
20-30 1-2
1-2
- 15
15
21-164 15-45
4-13
29-182 1,1-4,5
1,6-4,3
1,1-4,5 7-8
1-4
3-6 М, С, Т
К 815 2890 аргиллиты
песчаники
алевролиты
глины 2100
2200
2000
1800 -
25
12
6 -
2,96∙10-16
0,49∙10-16
0,01∙10-16 11
5
13
90 -
1-2
-
1-2 -
9-213
21-164
15 14-234
14-234
29-182
13 -
1,8-4,2
1,1-4,5
1,6-4,3 3-8
1-3
3-8
1-4 М, С
J 2890 3030 аргиллиты
алевролиты
песчаники 2100
2000
2200 -
12
25 -
4,9∙10-17
2,96∙10-16 11
13
5 -
-
1-2 -
21-164
9-213 14-234
29-182
14-234 -
1,1-4,5
1,8-4,2 3-8
3-8
1-3 М, С
Геокриологическая характеристика разреза скважины: многолетнемерзлые породы отсутствуют.


1.4 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
Таблица 1.6
 Нефтеносность 
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Тип
коллектора Плотность, кг/м3 Подвижность, д на сП Содержание серы, % Содержание парафина,% Свободный дебит, м3/сут Параметры растворенного газа
        газовый фактор,
м3/ м3 содержание сероводорода, % содержание углекислого газа, % относительная по воздуху плотность газа коэффициент сжимаемости давление насыщения в пластовых условиях, МПа
   в пластовых условиях после дегазации          
              
              
 от
(верх) до
(низ)             
K1vb (БС16-22) 2755 2800 поровый 783 860 0,001 1,71 2,34 9 48 0,0 1,18 1,054 0,96 10,3
J3ok (ЮС1) 2920 2940 поровый 746 832 0,008 1,26 2,08 50 71 0,0 1,86 1,037 0,96 9,0
Газоносность: Газовые объекты отсутствуют.
Таблица 1.7
Водоносность
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Тип
коллектора Плотность,
кг/м3 Ожидаемый дебит,
м3/сут Химический состав воды, мг/л Тип воды
(по Сулину В.А.) Минерализация,
г/л
 от
(верх) до (низ)    анионы катионы  
      Cl-1 SO4-2 HCO3-2 Na+1+ K+1 Mg+2 Ca+2  
Q- P31 0 335 поровый 1000 До 120 Пригодны для питьевого и технического водоснабжения ГКН 0,2
K2s-K1al 1100 1955 поровый 1009 До 3500  98 - 2,3 87 2,8 8,1 ХН 15-19
K1brg (АС4-12) 2060 2180 поровый 1010 До 15,0 145 0,07 21,3 165 1,23 3,62 ХН 12,0
K1vb (БС10-12) 2450 2465 поровый 1012 До 8,0 167 0,09 23,5 182 0,63 1,83 ХН 17,6
K1vb (БС16-22) 2800 2870 поровый 1014 До 30,0 169 0,11 24,6 189 0,65 1,87 ХН 18,2
J3ok 2940 3030 поровый 1023 До 43,5 165 0,12 24,8 187 0,84 2,01 ХН 21,3
Примечание: ГКН - гидрокарбонатные, ХН - хлоридно-натриевые.

1.5 Возможные осложнения по разрезу скважины
 Исходя из анализа геологических условий и опыта ранее бурившихся скважин в аналогичных геологических условиях в табл. 1.8 - 1.11 приводятся возможные осложнения в разрезе проектируемой скважины.
 Они дают лишь общие представления о характере встретившихся осложнений в ранее пробуренных скважинах.
Таблица 1.8
Поглощения бурового раствора
Индекс стратиграфического подразделения Интервал по стволу, м Максимальная интенсивность поглощения, м3/час Градиент давления поглощения, МПа Условия
возникновения
 от
(верх) до
(низ)   
    при вскрытии после изоляционных работ 
Q ÷ P31  0 335 до 5,5 1,76 1,94 Отклонение параметров бурового раствора от проектных; несоблюдение скоростей СПО; несвоевременные промывки во время СПО; отклонения в технологии промывки ствола скважины; образование «сальников» и «поршневание»
К2s ÷ К1al 1100 1955 до 3,5 1,77 1,95 

Таблица 1.9
Осыпи и обвалы стенок скважины
Индекс стратиграфического подразделения Интервал по стволу, м Буровые растворы, применявшиеся ранее Время до начала осложнения, сут Мероприятия по ликвидации последствий
 от
(верх) до
(низ) Тип раствора Плотность, кг/м3 Дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород  
Q ÷ P2 0 700 Полимер-глинистый 1120 УВ-30-50; Ф=12 1-3 Проработка, промывка
P1÷К2kt 700 1100 Полимер-глинистый 1120 УВ-30-50; Ф=12 2-4 Проработка, промывка
К2s÷J3ok 1100 2990 Полимер-глинистый 1120 УВ-30-50; Ф=12 3-5 Проработка, промывка

Таблица 1.10
Нефтегазоводопроявления
Индекс стратиграфического подразделения Интервал,
м Вид проявляемого флюида  Плотность смеси при проявлении, кг/м3 Условия возникновения Характер проявлений
 от
(верх) до
(низ)    
К2s ÷ К1al 1100 1955 Вода 1009 Снижение репрессии на пласт Разбавление бурового раствора пластовыми водами.
К1brg (АС4÷12) 2060 2180 Вода 1010 Снижение репрессии на пласт Разбавление бурового раствора пластовыми водами.
Продолжение таблицы 1.10
Индекс стратиграфического подразделения Интервал,
м Вид проявляемого флюида  Плотность смеси при проявлении, кг/м3 Условия возникновения Характер проявлений
 от
(верх) до
(низ)    
К1vb (БС10÷12) 2400 2410 Вода 1012 Снижение репрессии на пласт Разбавление бурового раствора пластовыми водами.
К1vb (БС16÷22) 2755 2870 Газ нефть 631,7 Снижение репрессии на пласт Газонефтяной фонтан
J3ok (ЮС1) 2920 2940 Газ нефть 695,2 Снижение репрессии на пласт Газонефтяной фонтан
Примечание: Величина противодавления на пласт определена на уровне 10% от устьевого давления, возникающего при НГВП.
Таблица 1.11
Прихватоопасные зоны
Индекс
стратиграф.
подраздел. Интервал по стволу, м Вид прихвата Условия возникновения
 от
(верх) до
(низ)  
Q ÷ Р2 0 700 Заклинка инструмента Отклонение параметров б/раствора от проектных, неудовлетворительная очистка б/раствора от шлама, несоблюдение регламентов по предупреждению аварий, оставление бурильного инструмента без движения более 5 минут.
К2s ÷ К1al 1100 1955  
K1vb ÷ J3ok 2755 2920 2870
3030 От перепада давления 
Примечание: С целью снижения вероятности возникновения прихватов в прихватоопасных зонах рекомендуется использование экологически безопасных, многофункциональных смазочных добавок с улучшенными антиприхватными и поверхностно-активными веществами.
Таблица 1.12
Пластовое давление, давление гидроразрыва и температура

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Давления на верхней глубине интервала, кгс/см2 Температура в конце интервала,
С
 от (верх) до (низ)  
   пластовое гидроразрыв пород 
Татарский ярус 100 250 10 15,7 16
Башкирский ярус 1272 1402 127 261 31
Бобриковский горизонт 1732 1778 177 378 43
Пашийский горизонт 2499 2502 255 535 58


 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Обоснование и расчёт конструкции скважины
Расчет конструкции скважины производится по методике [3].
2.1.1 Определение числа колонн и глубины их спуска
 Конструкция скважин проектируется на основании анализа литологических особенностей горных пород, совмещенного графика давлений, анализа ожидаемых осложнений в проектируемой скважине с учетом требований «Правил охраны недр» ПБ 07-601-03, а также «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ НиГП), технологических регламентов, нормативных документов и опыта строительства скважин в сходных геологических условиях.
 В конструкцию скважины включаются следующие типы обсадных колонн: направление, кондуктор, техническая и эксплуатационная колонны. Из них обязательными при любой конструкции скважины являются кондуктор и эксплуатационная колонна. В случае наличия несовместимых по условиям бурения интервалов, при существовании одной или нескольких зон осложнений, проектируется одна или несколько промежуточных колонн.
Направление или направляющая колонна – это первая колонна обсадных труб с наибольшим диаметром, предназначенная для предотвращения размыва и обрушения горных пород вокруг устья скважины, изоляции верхних наносных слоёв почвы, для перекрытия многолетнемерзлых горных пород (в случае их наличия) и служит для отвода восходящего потока бурового раствора в очистную систему. Как правило, спускают его на глубину 20 ÷ 60 м, которая определяется исходя из конкретных геолого-технических условий региона расположения месторождения проектируемой скважины. Наличие направления – обязательное условие проектирования скважин. Исключение его из конструкции скважины должно быть технологически обоснованным, согласовано с Заказчиком и подтверждено проведенными расчетами. В данной дипломной работе направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м и цементируется до устья скважины с целью предупреждения размыва приустьевой части скважины и связанных с ним осложнений.
 Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение следующих условий:
- перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;
- разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора;
- установку на устье противовыбросового оборудования;
- в случае наличия несовместимых интервалов - возможность их разделения.
 Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 1130 м по вертикали в плотные слои Покурской свиты - с целью предотвращения гидроразрыва у башмака колонны при нефтегазоводопроявлениях, перекрытие Ганькинской, Берёзовской и Кузнецовской свит, а также установки противовыбросового оборудования для безопасного вскрытия нефтепроявляющих пластов подлежащих вскрытию при бурении под эксплуатационную колонну. Глубина спуска промежуточных (технических) колонн определяется глубиной залегания несовместимых по условиям бурения интервалов или глубиной интервалов, где возможны следующие осложнения: поглощения, проявления и обвалы. Допускается спуск нескольких технических колонн. При проектировании данной наклонно направленной скважины Фаинского месторождения спуск технической колонны не требуется.
 Минимально-необходимую глубину спуска кондуктора и эксплуатационной колонны определим исходя из условий предотвращения гидроразрыва пород в не обсаженном стволе скважины при закрытии устья в случае нефтепроявления.
Расчет производится из соотношения:
,     (2.1)
где п – нормальное уплотнение горных пород, г/см3;
  Нк – расчетная глубина спуска колонны, м;
  Pпл – пластовое давление, кгс/см2;
  ф – плотность флюида, г/см3;
  L – глубина кровли пласта, м.
 Произведен расчет минимально-допустимой глубины спуска колонн по каждому пласту. Минимальная расчетная глубина спуска кондуктора 245 мм – 721 м. Глубину спуска кондуктора принимаем 1130 м по вертикали, 1231 м - по стволу, что удовлетворяет условию предотвращения гидроразрыва пород у башмака кондуктора при вскрытии пласта БС16-22 и водоносных горизонтов, перекрывает люлинворскую свиту и устанавливается в плотных песчаниках кровли Покурской свиты.
 Минимальная расчетная глубина спуска эксплуатационной колонны 146 мм – 775 м. Глубину спуска эксплуатационной колонны принимаем 2920 м по вертикали и 3166 м по стволу. Это удовлетворяет условию предотвращения гидроразрыва пород у башмака кондуктора при вскрытии пласта ЮС1 и даёт возможность сделать переход на вышележащий горизонт БС16-22 , проводя перфорацию и ГРП только по колонне 146 мм, не захватывая «голову» хвостовика диаметром 102 мм. Результаты расчетов приведены в табл. 2.1.
Таблица 2.1
Расчетная глубина спуска колонны
Пласт Кровля пласта по вертикали,
м Пластовое давление, МПа Плотность флюида, г/см3 Градиент гидроразрыва породы, МПа/100м Расчетная глубина спуска колонны,
м
K1vb (БС16-22) 2755 27,70 0,783 1,89 721
J3ok (ЮС1) 2920 29,30 0,746 1,98 775

2.1.2 Определение диаметров обсадных колонн и скважины под каждую колонну
Диаметр долот по интервалам бурения под указанные обсадные колонны определен в соответствие с требованием п. 119 ПБ НиГП. Величина минимальных радиальных зазоров между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны определена по формуле:
Dд = (1,0447 + 0,00022∙D)∙Dм ,    (2.2)
где Dд - диаметр долота, мм;
  D - диаметр обсадных труб, мм;
Dм - диаметр муфты обсадных труб, мм.
Данные для проведения расчета берем из табл. 2.1.
Dд = (1,0447 + 0,00022∙324)∙351=392,1 мм;
Dд = (1,0447 + 0,00022∙245)∙270=296,7 мм;
Dд = (1,0447 + 0,00022∙146)∙166=178,9 мм;
Dд = (1,0447 + 0,00022∙102)∙111=118,6 мм.
 На основании выше проведенных расчетов принимаются долота следующих диаметров:
393,7 мм - бурение под направление 324 мм;
295,3 мм - бурение под кондуктор 245 мм;
215,9 мм - бурение под эксплуатационную колонну 146 мм;
126,0 мм - бурение под хвостовик с фильтром 102 мм.
 С учётом ожидаемого дебита и экономического обоснования выбирается эксплуатационная колонна диаметром 146 мм. Нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 d_(пр.вн)=168,3 мм с максимально допустимой толщиной стенки δпр = 9,5 мм; наружный диаметр муфты d_м=166 мм. Определяем расчётный диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну:
D_(д.р)=d_м+2δ, (2.3)
 где D_(д.р)- диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну в мм;
d_м- наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80, (d_м=166 мм);
2δ- минимальная допустимая разность между диаметром ствола скважины и муфты обсадной колонны, в соответствии с правилами безопасности 2δ =25 мм.
D_(д.р)=166+25=191 мм.
По рассчитанному диаметру D_(д.р) находим ближайший нормализованный диаметр D_(д.н) из типоразмеров ГОСТ 20692-80 D_(д.н)=215,9 мм>191 мм.
Рассчитаем внутренний диаметр обсадной колонны:
d_(пр.вн)=D_(д.н)+2∆,      (2.4)
где ∆- радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается ∆=5÷10 мм (причем нижний предел для труб малого диаметра).
d_(пр.вн)=215,9+2*10=235,9 мм.
Ближайший нормализованный диаметр обсадной колонны кондуктора по ГОСТ 632-80 d_(пр.вн)=244,5 мм с максимально допустимой толщиной стенки δпр=15,9 мм; наружный диаметр муфты d_м=270 мм.
Определяем расчётный диаметр долота при бурении под него по формуле (2.2):
D_(д.р)=270+25=295 мм.
Затем находим ближайший нормализованный диаметр D_(д.н) из типоразмеров ГОСТ 20692-80. Принимаем D_(д.н)=295,3 мм>295 мм.
Рассчитываем внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти, то есть направления по формуле (2.4):
d_(пр.вн)=295,3+2*10=315,3 мм.
Нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 d_(пр.вн)=323,9 мм с максимально допустимой толщиной стенки δпр = 14,0 мм; при этом наружный диаметр муфты составит d_м=351,0 мм.
Аналогично сделанным выше расчетам вычисляем расчётный диаметр долота:
D_(д.р)=351,0+25=376,0 мм.
По рассчитанному диаметру D_(д.р) находим ближайший нормализованный диаметр D_(д.н) из типоразмеров ГОСТ 20692-80 - D_(д.н)=393,7 мм>376,0 мм.
Все полученные размеры обсадных труб и муфт к ним обобщены в табл. 2.2.
Таблица 2.2
Конструкция скважины по вертикали
Наименование колонны Интервал спуска по вертикали, м Диаметр ствола скважины (долота), мм Расстояние от устья скважины до уровня подъема тампонажного раствора за колонной, м Характеристика обсадной трубы
    Изготовление обсадных труб, (ГОСТ) Наружный диаметр обсадных труб, мм Наружный диаметр соединения, мм
 от (верх) до (низ)     
Направление 0 30 393,7 0 ГОСТ 632-80 324 351
Кондуктор 30 1130 295,3 0 ГОСТ 632-80 245 270
Эксплуатационная 1130 2920 215,9 996*/1081 ГОСТ 632-80 146 166
Хвостовик  2845 3030 126 2845*/3091 ГОСТ 632-80 102 111**
Примечание: *- глубина по вертикали; ** - специальная муфта.
Таблица 2.3
Общие сведения о конструкции скважины
Конструкция скважины Условный диаметр, мм Глубина спуска, м
  по вертикали по стволу
Направление 324 30 30
Кондуктор 245 1130 1231
Эксплуатационная колонна 146 2920 3166
Хвостовик 102 2845-3030 3091-3276


Схематичное изображение конструкции проектируемой скважины

Рис. 2.1
2.2 Обоснование и расчет профиля наклонно направленной скважины
  Расчет профиля наклонно направленной скважины производится по методике [4]. При выборе профиля скважины необходимо учитывать, что наклонно направленная скважина обеспечивает эксплуатацию залежи значительно удаленной от её устья с использованием методов, основанных на геологических данных конкретного месторождения, а также с учетом технологических условий разработки месторождения при этом затраты времени и материальных средств на строительство должны быть минимальны.
  С учётом вышесказанного, профиль проектируемой скважины должен иметь как можно меньше перегибов ствола и минимальную длину; обеспечивать скоростную и безаварийную проводку скважины с применением современной техники и новых технологий и надежную работу эксплуатационного внутрискважинного оборудования.
  Профили наклонно направленной скважины по форме завершающего интервала подразделяются на 3 типа: S-образный, J-образный, тангенциальный.
  Проектирование профиля скважины состоит в выборе типа, вида профиля и в определении необходимого для проведения расчёта комплекса параметров, в состав которого входят:
 - проектные значения глубины скважины и смещения ствола от вертикали;
 - длина вертикального участка;
 - значения предельных радиусов кривизны, зенитных углов ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного эксплуатационного оборудования и на проектной глубине.
  В настоящее время разработанные типы профилей подразделяются на 2 вида - плоские профили (это когда кривая линия, расположена в одной вертикальной плоскости); - профили пространственного типа (кривая расположена в пространстве). Наиболее распространены плоские профили из-за их относительной простоты. При строительстве скважин, как правило, их используют как можно чаще.
  Профиль наклонно направленной скважины должен иметь вначале вертикальный участок глубиной порядка 40÷60 м.
  Основным и важным параметром наклонной скважины является интенсивность искривления ствола. При этом процесс бурения ведётся с использованием отклоняющих устройств и требует дополнительных временных затрат на ориентирование отклонителя, а также на обеспечение заданной траектории ствола. С целью увеличения скорости бурения необходимо производить учёт набора кривизны в небольших по протяженности интервалах. В свою очередь увеличение интенсивности искривления ствола может привести к осложнениям. Следовательно, её значение необходимо выбирать с учётом условий, как бурения, так и эксплуатации скважины.
Для проектируемой скважины Фаинского месторождения выбираем пятинтервальный профиль, включающий участки:
- вертикальный;
- набора зенитного угла;
- стабилизации зенитного угла;
- естественного уменьшения зенитного угла;
- вертикальный.
Исходные данные для проведения расчетов для выбора профиля скважины:
- глубина скважины по вертикали до проектного горизонта ЮС1 H1=3120 м;
- отклонение A=1100 м;
- угол вхождения в пласт ЮС1 αк=00;
- общая глубина скважины по вертикали с учетом зумпфа H=3276 м;
- длина первого вертикального участка профиля h1=100 м;
 - интенсивность набора угла = 0,1o/1 м; 
- интенсивность снижения угла = 0,02o/1 м;
- максимальный допустимый зенитный угол в интервале его увеличения =40o.
Результаты расчета профиля проектируемой приведены в табл. 2.4.
Таблица 2.4
Исходные данные по профилю наклонно-направленной скважины
Интервал установки погружных насосов по вертикали, м Максимально допустимые параметры профиля в интервале установки погружных насосов Зенитный угол, град
 зенитный угол,
град интенсивность изменения зенитного угла, град/10 м максимально допустимый в интервале его увеличения при входе в продуктивный пласт
от (верх) до (низ)    минимально допустимый максимально допустимый
2720 2820 40 0,5 40 0 15

Радиус искривления на участке набора угла по формуле:
   (2.5)
м.
Проекция участка на вертикальную ось определяется по формуле:
.    (2.6)
Примем для данной скважины =26,64, тогда
м.
Горизонтальная проекция:
   (2.7)
м.
Длина интервала по стволу: