Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

2200

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

ID: 218164
Дата закачки: 17 Мая 2021
Продавец: Abibok (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word

Описание:
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:
   (2.8)
м.
Находим радиус искривления на участке снижения угла по формуле (2.5):
м.
Определяем проекцию участка уменьшения зенитного угла:
   (2.6)
м.
Проекция участка на вертикальную ось определяется по формуле:
;   (2.7)
м.
Длина интервала по стволу:
   (2.8)
м.
Определяем проекции наклонно-прямолинейного участка.
Проекция участка на вертикальную ось определяем по формуле:
;    (2.9)
м.
Горизонтальная проекция:
   (2.10)
м.
Длина интервала по стволу:
  (2.11)
м.
Проверяем условие:
м;    (2.12)
м.
Условие выполняется.
Достроим профиль скважины до конечной глубины с вертикальным участком.
Проекция участка на вертикальную ось определяется по формуле:
;    (2.13)
м.
Длина интервала по стволу также принимается 111 м.
Общая длина скважины по стволу:
      (2.14)
м.
Общая длина скважины по вертикали:
       (2.15)
     м.
Обобщенные сведения по профилю ствола скважины приведены в табл. 2.5.
Таблица 2.5
Профиль ствола скважины
№ уч. Участок ствола Глубина по стволу, м Проекции, м Угол, град Азимут истинный, град Интенсивность, град/10
   вертикаль горизонталь в начале в конце  
1 Вертикальный 100 100 0,00 0,00 0,00 0 0,0
2 Набора угла 366 359 61 0,00 26,64 315,9 1,0
3 Стабилизация угла 2413 2186 978 26,64 26,64 315,9 0,0
4 Снижение угла 2946 2700 1100 26,64 0 315,9 -0,5
5 Вертикальный 3276 3030 1110 0 0 0 0,0

  Расчёт профиля ствола скважины произведен в программном обеспечении «Бурсофтпроект». Он рассчитан с учётом условия отвода земли под строительство скважины, а также с учетом следующих требований:
- выполнимость при использовании существующих технических средств;
- обеспечение проходимости геофизических приборов, бурильных и обсадных колонн.
  Набор угла производится после спуска направления при бурении под кондуктор с глубины 100 м. Интенсивность набора угла составляет 1 градус на 10 м проходки.
Соотношения вертикальных и стволовых отметок, необходимых для проектных расчетов приведены в табл. П1.1 в Приложении 1.


Профиль скважины Рис. 2.1
2.3 Выбор способа бурения
Выбор способа бурения основывается на источнике [3].
Принятие решения о выборе того или иного способа бурения является ответственным этапом при проектировании технологии углубления, так как в дальнейшем способ бурения будет определять следующие технические решения: тип буровой установки, режимы бурения, гидравлическую программу промывки, бурильный инструмент и т.д.
Основополагающим принципом выбора способа бурения является необходимость обеспечения успешной и безаварийной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с оптимально высокими технико-экономическими показателями. Также при осуществлении выбора способа бурения используется статистика по ранее пробуренным скважинам. В случае отсутствия такого материала, это решение принимается на основании геолого-технических условий бурения проектируемой скважины.
Также выбранный способ бурения должен обеспечивать качественное вскрытие продуктивного пласта; достижение высокого качества ствола скважины, наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.
В своём выборе способа бурения будем опираться на информацию, представленную в геологическом разделе (см. табл. 1.3–1.7), где представлены свойства горных пород, условия их залегания, коллекторские свойства пласта, его строение и состав содержащихся в нём жидкостей и (или) газов. Также на выбор способа бурения скважины оказывает влияние целевое назначение планируемых буровых работ и объем работ по освоению пласта.
Геологическое строение проектируемой скважины представлено поинтервально следующими основными горными породами:
- пески, супеси, суглинки, глины, а также континентальные аллювиальные озёрно-болотистые отложения (0-30 м);
- пески, супеси, суглинки, глины, алевролиты (30-105 м);
- пески, глины, алевролиты (105-815 м);
- аргиллиты, песчаники, алевролиты, глины (815-2890 м);
- аргиллиты, алевролиты, песчаники (2890-3276 м);
Коэффициенты кавернозности при бурении: под направление - 1,3; под кондуктор - 1,25; под эксплуатационную колонну - 1,25, под «хвостовик» - 1,25.
По разрезу возможны следующие осложнения:
- в интервале 0-335 м - поглощения бурового раствора;
- в интервале 0 – 2990 м - осыпи и обвалы стенок скважины, прихватоопасные зоны (заклинка инструмента, от перепада давления);
- на забое (2920 – 2940 м) - нефтегазопроявления и дифференциальные прихваты.
Проектная глубина скважины по стволу составляет 3276 метр, забойная температура 94°С.
Из перечисленного выше видно, что для геологического разреза характерны интервалы, которые представлены мягкими и средне-мягкими породами, их твердость по классификации Л. А. Шрейнера - от первой до четвертой категории. Разбуривание этих пород целесообразнее вести энергоемкими четырех и пяти лопастными долотами. Существенное влияние на технологию бурения скважин оказывают такие осложнения как наличие зон многолетнемерзлых пород (ММП). Зоны ММП в данном проекте отсутствуют.
На основании вышеизложенных особенностей данного геологического разреза наиболее обоснованным является турбинно-роторный способ бурения.
Для интервала под направление 0 - 30 м выбираем бурение ротором. Этот способ бурения характеризуется тем, что приводит во вращение долото при помощи вращательного механизма – ротора. Также ему присуще отсутствие осевого усилия от привода и сопровождение очисткой забоя от выбуренной породы технической водой или буровым раствором. Роторное бурение в мягких породах происходит с максимальными скоростью и подачей промывки. Скорости вращения при таком способе бурения могут изменяться в диапазоне от 90 до 400 об./мин. Преимуществами данного метода можно выделить высокую скорость продвижения, возможность применения практически для всех пород и для разных глубин за исключением пластов, содержащих включения валунов, из-за чего может возникнуть заклинка породоразрушающего инструмента, и грунты, которые активно поглощают промывочную жидкость.
Для бурения проектируемой скважины в интервале от 30 до 3276 м с промывкой технической водой и полимер-глинистым буровым раствором выбираем способ бурения винтовым забойным двигателем, так как это позволит увеличить механическую скорость бурения по сравнению с роторным бурением. Винтовой забойный двигатель целесообразнее использовать при бурении, как правило, на средних и больших глубинах, когда на эксплуатационные затраты на 1 м проходки основное влияние будет оказывать рейсовая проходка.
В табл. 2.6 приведены способы и основные параметры углубления скважины.
Таблица 2.6
Способы бурения и проработки ствола скважины
Интервал, м Вид технологической операции  Способ бурения Режимы бурения Скорость выполнения технологической операции,
м/ч
от
(верх) до
(низ)   Осевая нагрузка на долото,
тс Скорость вращения
ротора,
об./мин. Скорость вращения СВП,
об./мин. Расход бурового раствора,
л/с  
        
0 30 Бурение под направление РОТОР В/И 40-60 40-60 52 50
0 30 Проработка ствола скважины РОТОР В/И 40-60 40-60 52 -
25 30 Разбуривание внутренней оснастки и цементного стакана РОТОР В/И 40-60 40-60 52 5
30 100 Бурение под кондуктор вертикальный участок ВЗД 6-8 Проворот на 90º через 1-3 м 6-8 55 70
Продолжение таблицы 2.6
Интервал, м Вид технологической операции  Способ бурения Режимы бурения Скорость выполнения технологической операции,
м/ч
от
(верх) до
(низ)   Осевая нагрузка на долото,
тс Скорость вращения
ротора,
об./мин. Скорость вращения СВП,
об./мин. Расход бурового раствора,
л/с  
100 366 Набор угла ВЗД 6-8 - - 55 70
366 1231 Участок стабилизации ВЗД 6-8 Проворот на 90º через 1-3 м 6-8 55 70
30 1231 Проработка ствола скважины ВЗД С навеса - 6-8 55 -
1221 1231 Разбуривание внутренней оснастки и цементного стакана ВЗД 3-4 - - 55 5
1231 2413 Бурение под эксплуатационную колонну - участок стабилизации ВЗД 8-10 - - 35 35
2413 2946 Участок снижения угла ВЗД 7-8 Проворот на 90º через 1-3 м 6-8 35 35
2946 3166 Вертикальный участок ВЗД 6-7 Проворот на 90º через 1-3 м 6-8 35 35
1231 3166 Проработка ствола скважины ВЗД С навеса - 6-8 35 -
3156 3166 Разбуривание внутренней оснастки и цементного стакана ВЗД 3-4 - - 35 5
3166 3276 Бурение под хвостовик – вертикальный участок ВЗД 4-5 Проворот на 90º через 1-3 м 6-8 12 10
3166 3276 Проработка ствола скважины ВЗД С навеса - 6-8 12 -
3091 3276 Работы в хвостовике  РОТОР 2-3 40-60  40-60 10 5,0

 Выбор инструмента
2.4.1 Выбор долот
Данный раздел был выполнен при использовании методического указания [5].
Подбор долота для бурения в конкретных специфических условиях основан на подробном описании пластов, содержащем, в том числе, и его физические характеристики (см. табл. 1.5). При этом можно обозначить следующие основные моменты, оказывающие влияние на выбор породоразрушающего инструмента (ПРИ).
Во-первых, это предел прочности при сжатии, позволяющий измерить величину силы на единицу площади, которую может выдержать пласт до того, как он разрушится от сжатия. Величина предела прочности зависит от метода отложения осадочных материалов, а также от типа породы и коэффициента сжимаемости.
Далее в рассмотрении следует абразивность породы, из-за которой резко возрастает износ калибра долота. Как правило, когда необходимо произвести бурение в интервалах с высокой или повышенной абразивностью, то в таких случаях долото снабжается дополнительной алмазной защитой калибра. Особое внимание при этом должно уделяться гидравлике с целью предотвращения катастрофических разрушений по причине фрикционного нагрева режущих ребер.
Следующей рассматриваемой характеристикой при выборе ПРИ является способность к образованию сальников. Существуют такие породы, при разбуривании которых происходит интенсивное взаимодействие с буровыми растворами на водной основе. Породы быстро становятся клейкими и, при недостаточной для полного очищения резцов, гидравлике, провоцируют процесс сальникообразования. Это приводит к значительному снижению механической скорости проходки, а в некоторых случаях даже может вызвать полную остановку работы долота.
Такая характеристика как эластичность также может оказать существенное влияние на работу долота, так как высокоэластичный пласт под воздействием силы быстрее деформируется, чем разрушится. При этом будет довольно затруднительно получение его обломков. Использование элементов из синтетических алмазов позволяет избежать такие осложнения.
Также поровое давление, вызванное давлением жидкости, заполняющей пустоты между частицами породы, снижает механическую скорость проходки влиянием на плотность бурового раствора (давление жидкости в стволе на глубине долота превышает давление жидкости в пласте).
Использование долота PDC при бурении мягких и средней твердости осадочных пластов в сравнении шарошечными долотами с мягкими вставками позволило увеличить механическую скорость проходки втрое благодаря, с одной стороны - используемому механизму вертикального вруба в породу, а с другой – значительно увеличенному сроку их службы.
Наилучшим образом долота показали себя при разбуривании (в порядке увеличения сложности условий бурения) начиная с глины, аргиллитов, глинистых известняков и эвапоритов, а также гипса и глинистых сланцев, затем следуют алевролиты и песчаники. Не рекомендуется использовать долота PDC при бурении таких пород как конгломератные отложения, кремнистый сланец и породы вулканического происхождения. Бурение ангидритов, известняков доломитов возможно лишь при определенных условиях.
 Для выбора породоразрушающего инструмента специалистом проводится тщательный анализ информации по строительству соседних, ранее пробуренных скважин. Дополнительно или в отсутствии такового также могут использоваться статистические данные по используемому ПРИ на близлежащих месторождениях. Рассмотрению подлежат следующие вопросы:
- Геологический разрез (данные о типе и прочности породы), данные о возможных осложнениях в процессе бурения (интервалы поглощений, обвалообразований) и пластовых давлениях;
- Конструкция скважины;
- Долотные программы, данные по отработке долот (оценка скорости, управляемости, износа вооружения), отчеты супервайзеров, отчеты станции ГТИ (каротажные диаграммы, керн);
- Способы и режимы бурения (нагрузка, давления на стояке, производительность насоса, частота вращения), применяемые КНБК;
- Механическая скорость бурения, время механического бурения, количество долблений;
- Типоразмер породоразрушаюшего инструмента;
- Тип и параметры бурового раствора;
- Профиль скважины;
- Буровое оборудование (буровые насосы, система очистки);
- ВЗД;
- Бурильные трубы, УБТ, УБТС;
- Данные по компоновке для отбора керна (коронки, керноотборный снаряд);
- Геофизические и геолого-технологические исследования скважины;
При выборе долот производится гидравлический расчет: расчет перепада давления на долоте, гидравлической мощности на долоте и удельной гидравлической мощности. Учитывается мощность наземного оборудования, КНБК и параметры промывочной жидкости. На основании результатов расчета осуществляется подбор диаметров и типов гидромониторных насадок.
 Правильный выбор буровых долот может обеспечить снижение стоимости одного метра проходки при одновременном снижении степени рисков возникновения осложнений и аварий в зависимости от физических свойств интервала, который предстоит пробурить.
 В настоящее время ведущими мировыми производителями долот разработаны и широко используются различные программные системы по оптимизации выбора буровых долот. Ниже представлен краткий обзор программного обеспечения.
1. Программа DBOS (Система оптимизации выбора буровых долот) компании Smith Bits. Процесс начинается с анализа свойств разбуриваемых пород и длины интервалов, полученных на соседних скважинах. Затем программа DBOS определяет прочность пород, эффективную пористость, абразивность и сопротивление ударным нагрузкам. На основе этих данных компьютер определяет наиболее оптимальные типы долот для рассматриваемых конкретных условий бурения скважины и предлагает наиболее подходящие их конструкции. В результате будут рекомендованы следующие характеристики: гидравлическая конфигурация, расположение шарошек (резцов), тип вставки, усиление калибрующей поверхности, тип и диаметр резцов, профиль лопасти и плотность установки резцов. Анализ гидравлических характеристик проводится с использованием программы Yield Point.
2. Программы Rocky, Estimate ROP (EROP), Drill Bit Advisor (DBA) компании BAKER HUGHES. Данные программы используются для оценки механических свойств пород (определение литологии разбуриваемых формаций, расчет прочности пород и оценка эффективности бурения), прогнозирование механической скорости на основе данных литологии, прочности вскрываемых пород и параметров бурения, анализа исходных данных бурения и каротажа для определения оптимальной конфигурации долота.
3. Программы TerraSCOPETM, SystemMatcer компании NOV Downhole позволяют рассчитать прочность горной породы в забойных условиях и спрогнозировать буримость, абразивность и виброопасность породы, провести гидравлический расчет, а так же оптимизировать и увеличить точность подбора долота к определенному типу привода.
4. Программные продукты SPARTATM, Direction by DesignTM, IBitSTM компании Halliburton служат для выполнения комплексного анализа и моделирования прочности пород. Эта информация необходима для проведения оптимизации выбора долота и параметров режима бурения, а также позволяет оптимизировать конструкцию бурового долота с целью повышения его эффективности работы при наклонно-направленном бурении и выдает наилучшие сочетания таких параметров как управляемость, стабильность и агрессивность долота.
При выборе долот также необходимо опираться на современные разработки компаний-производителей породоразрушающего инструмента и на рекомендации научно- исследовательских институтов. В данной работе типы долот, а также и их необходимое количество были выбраны на основе обработки данных по аналогичным скважинам, пробуренным на Фаинском месторождении.
При бурении на Фаинском месторождении хорошо себя зарекомендовали долота производства ООО НПП «БУРИНТЕХ». Это высокотехнологичная нефтесервисная компания, которая занимается разработкой, производством, поставкой высококачественного инструмента и имеет в своей структуре собственную научно-исследовательскую базу, что даёт ей необходимое преимущество с конкурентами в поисках новых уникальных решений при проектировании ПРИ, не уступающего по своему качеству зарубежным аналогам.
При бурении под направление, кондуктор, эксплуатационную колонну и хвостовик в процессе строительства скважины Финского месторождения используют PDC долота производства ООО НПП «БУРИНТЕХ». Краткое описание выбранных долот приведено ниже по тексту.
Четырёхлопастное долото БИТ-393,7 В 419 ТСР предназначено для бурения в породах категории твёрдости 2÷4. Благодаря применению резцов максимального диаметра (19 мм) и их агрессивному размещению, бурение осуществляется с высокими скоростями. Специально разработанный профиль способствует равномерному износу вооружения и наиболее полной отработке инструмента, что значительно увеличивает его время службы. Оптимально спроектированное межлопастное пространство исключает возможность образования застойных зон и скопления шлама, что ведет к снижению риска возникновения осложнений по разрезу скважины.
Четырёхлопастное долото БИТ 295,3 ВТ419 соответствует бурению в породах 4-6 категории твёрдости. Оно относится к серии управляемых долот с оригинальной режущей структурой долота, что обеспечивает высокие скорости проходки. Стабилизационные вставки повышают стойкость долота к вибрационным нагрузкам в боковом направлении и предотвращают вихревое движение. Форма и геометрия лопастей, а также расположение гидравлических насадок способствует повышенной очистке долота.
Пятилопастное долото БИТ 215,9 ВТ 516 УСВ предназначено для бурения в породах 4 – 7 категории твёрдости с набором угла в составе управляемых компоновок и на участке стабилизации. Геометрия спиральных лопастей облегчает вынос шлама с забоя и стабилизирует долото на забое. Конструкция высоких лопастей снижает образование сальника и улучшает очистку забоя от шлама. Наличие PDC зубцов на калибрующей части повышает изностойкость долота.
Шестилопастное долото БИТ 126 BT 613 УСМ по назначению полностью совпадает с предыдущим, изготовлено из твёрдого спечённого сплава, что кратно повышает его эрозионную стойкость корпуса, а также делает его использование многократным.
Для работы в хвостовике используется фрезер забойный Ф32 – это универсальный и наиболее эффективный инструмент, назначение которого - разбуривание технологической оснастки обсадных колонн, фрезерование металлических предметов на забое скважины, а также для разбурки песчаных пробок и цементных мостов. Его применение позволяет достичь наиболее высокой скорости проходки за счет применения в его конструктивном решении пластин из твердого сплава, что обеспечивает эффект самозатачивания и, как следствие, достигается эффективное разрушение породы.
Для разбуривания цементного стакана применяем шарошечные долота (производство ОАО «Волгабурмаш») с герметизированными типами опор (NU, VU), которые снабжены компенсационными смазочными узлами, предназначенными для выравнивания во время работы расхода смазки и давления. Основная их особенность – это разбуривание очень мягких и средних абразивных пород. При выборе долота для разбуривания технологической оснастки необходимо учитывать, что по правилам промышленной безопасности нефтяной и газовой промышленности в этом случае боковая армировка должна отсутствовать с целью сохранности внутренней поверхности обсадных колонн.
В табл. П2.1 Приложения 2 представлена обобщенная информация по типоразмеру и расходу долот по интервалам бурения, а также сведения по суммарному их количеству и массе.

2.4.2 Выбор забойных двигателей
Выбор варианта исполнения винтового забойного двигателя и его типа опирается на анализ конкретных геолого-технических условий проектируемой скважины и базируется на опыте бурения в этом регионе. В свою очередь, чтобы добиться безаварийной проводки скважины и высоких технико-экономических показателей, также при выборе ВЗД необходимо брать в расчет ниже перечисленные сведения:
- необходимые условия для выхода на проектные значения кривизны скважины (зависимость интенсивности искривления скважины от угла перекоса винтового забойного двигателя; потребности бурения с одновременным вращением бурильной колонны и в использовании калибраторов, центраторов);
- при выставленном угле перекоса на ВЗД информацию по проходимости КНБК;
- max допустимую осевую нагрузку на долото;
- тип вооружения долота и его диаметр;
- забойную температуру проектируемой скважины (для подбора натяга зубчатого зацепления рабочих органов двигателя).
Так как забойная температура (940С) Фаинского месторождения не превышает максимально допустимую динамическую забойную температуру, которая равна 100 ºС, то возможно использование ВЗД с обычным эластомером статора. Для более высоких температур на забое скважины (до 250ºС), как правило, используют ВЗД с термостойким эластомером статора.
ВЗД относится к машинам объёмного, то есть, гидростатического действия, и предназначен, в том числе, для наклонно-направленного бурения. Момент и частота вращения на валу двигателя напрямую зависят от количества зубьев ротора и статора – заходности. Для уменьшения частоты вращения и увеличения момента силы необходимо увеличение количества зубьев. А частота вращения, мощность, перепад давления и развиваемый момент пропорциональны расходу промывочной жидкости. Также при увеличении длины и количества шагов двигательной секции увеличиваются и момент на валу, и максимальная мощность ВЗД.
При проведенном анализе практики бурения на Фаинском и соседних месторождениях Сургутского района Ханты-Мансийского АО было установлено, что наиболее высокие технико-экономические показатели были получены при применении двигателей, приведенные ниже.
При бурении интервалов под кондуктор применяется винтовой забойный двигатель ДРУ-240.
При бурении интервалов скважины под эксплуатационную колонну будет использоваться винтовой забойный двигатель с регулятором угла ДРУ2-172PC (модификация 2) с габаритом двигателя 172.
Для бурения под «хвостовик» (вертикальный участок – 3166-3276 м; проработка – 3166-3276 м.) применяется винтовой забойный двигатель ДРУ-106, а для выполнения работ в «хвостовике» - фрез ФЗ32 с диаметром 87 мм.
Винтовые забойные двигатели изготавливаются по ТУ «Двигатели винтовые забойные. Технические условия 3664-001-00000000-2012» и полностью должны соответствовать требованиям Технического Регламента ТС 010/2011 «О безопасности машин и оборудования».

 Выбор и обоснование вида промывочной жидкости и её параметров
2.5.1 Выбор и обоснование параметров промывочного раствора по интервалам скважины в зависимости от геологических условий
Выбор и обоснование вида промывочной жидкости и ее параметров осуществлен согласно методикам [6] и [7]. Главный критерий этого выбора – обеспечение строительства рентабельной, высококачественной скважины с наименьшим отрицательным воздействием на фильтрационные показатели продуктивного пласта на окружающую среду. Также раствор, используемый для бурения скважин, должен обладать свойствами, обеспечивающими успешное крепление скважины обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта. Буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасны с точки зрения охраны окружающей среды и малотоксичны по отношению к здоровью людей. Для бурения проектируемой скважины Фаинского месторождения предлагаются экологически чистые и безопасные рецептуры бурового раствора.
Для их выбора руководствовались следующими требованиями:
- для приготовления буровых растворов использовать только разрешенные к применению реагенты, экологически безопасные, внесенные в отраслевой реестр "Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли". ГЦСС "Нефтепромхим". Казань. 2007;
- снижение от негативного воздействия промывочной жидкости на коллекторские свойства продуктивного пласта;
- обеспечение качественной промывки ствола скважины и устойчивой работы ВЗД, максимальной очистки забоя от выбуренной породы;
- снижение объемов отработанного бурового раствора, а также и возможности повторного их применения;
- возможность приготовления и проведения обработки растворов на уже имеющемся оборудовании, поставленном в комплекте циркуляционной системы и буровой установки;
- возможность поддержания и регулирования агрегативной и кинетической устойчивости раствора, влияющей на его технические показатели.
Поинтервальный выбор типа промывочной жидкости и её свойств произведен с учетом пород, слагающих разрез проектируемой скважины и рассмотренных в геологическом разделе (см. табл. 1.5-1.7), а также с учетом конструкции скважины (см. рис. 2.1).
При бурении направления важен контроль объёмов раствора в приёмных ёмкостях, для его строительства закладываются увеличенные потери раствора. Бурение интервала 393,7 мм производится с использованием полимер-глинистого раствора. Исходный объем - 50 м3 заготавливается на забуривание скважины. Вместимость приёмных емкостей и желобов составляет 30 м3. Предложенный полимер-глинистый раствор не требует использования какого либо специального оборудования. Он прост в применении, обслуживании и для проведения в процессе бурения его очистки. При бурении интервала направления рекомендуется использовать сетки 50 меш на основных виброситах и 165 меш на осушающих. Насадки на пескоотделителях должны быть крупными с диаметром не менее 5 см. Работа центрифуги и илоотделителя не рекомендуется. После завершения строительства интервала необходимо произвести чистку ЦСГО.
Принимая во внимание малую проектную продолжительность бурения кондуктора и залегание пород, склонных к поглощениям, осыпям и обвалам и заклинке инструмента, предполагается его промывка с использованием полимер-глинистого бурового раствора с плотностью 1160 кг/м3.
Расход промывочной жидкости в интервале бурения под кондуктор составляет 34-40 л/c, а в интервале бурения под эксплуатационную колонну 20-25 л/c.
Перед каждым наращиванием необходимо прорабатывать ствол скважины на длину ведущей трубы не менее 2÷3 раз со скоростью проработки, превышающей скорость проходки в 2÷3 раза.
После окончания каждого долбления скважина промывается на максимальную длину в течение 2 циклов с одновременным расхаживанием инструмента. Расход промывочной жидкости должен быть максимально возможным с целью создания в затрубном пространстве турбулентного режима потока.
В процессе бурения должен осуществляться постоянный контроль за выносом выбуренной породы. При уменьшении или полном прекращении выноса шлама бурение немедленно останавливается. Скважина промывается с одновременным расхаживанием инструмента в течение не менее 1 цикла.
При проведении спуско-подъёмных операций не допускаются «посадки» инструмента более 5 т и «затяжки» более 10 т. Места «посадок» необходимо проработать для улучшения качества ствола скважины, при этом скорость должна быть в несколько раз (как правило в 2÷3 раза) больше механической скорости бурения данного интервала.

2.5.2 Расчёт плотности бурового раствора по интервалам бурения
В зависимости от характера операций, выполняемых при строительстве скважин, требования к плотности бурового раствора могут отличаться. Например, для обеспечения наиболее оптимальной работы долота плотность раствора должна быть минимальной.
Плотность бурового раствора выбирают из условия недопущения нефтегазводоопроявлений, осыпей и обвалов проходимых горных пород. В этом случае, определяющим фактором будет являться пластовое давление флюида. В свою очередь, давление со стороны скважины должно быть достаточным, и должно не допустить неуправляемого притока пластового флюида в неё. При возникновении поглощений бурового раствора его плотность необходимо уменьшить для того, чтобы снизить давления на забое.
Проектные решения по выбору плотности бурового раствора согласно правилам безопасности нефтяной и газовой промышленности [8] должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
- 10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа;
- 5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины, но не более 2,5÷3,0 МПа.
В интервалах, где вели ка вероятность возникновения потери устойчивости стенок ствола, параметры раствора выбираются исходя из условия обеспечения устойчивости стенок скважины. Важно учитывать, что противодавление на пласты в процессе циркуляции не должно превышать давления гидроразрыва пласта на протяжении всего интервала совместимых условий бурения.
Плотность раствора рассчитывается из условий создания противодавления на пласт по формуле:
ρ=K*(P_пл*〖10〗^6)/(g*L_п ) , (2.16)
где ρ – плотность бурового раствора, при вскрытии газонефтеводосодержащих пластов, кг/м3;
К &#8722; коэффициент превышения гидростатического давления бурового раствора в скважине над пластовым в зависимости от глубины. K&#8805;1,10 при L<1200 м; K&#8805;1,05 при L>1200 м ;
P_пл- пластовое давление, МПа;
L_п- глубина залегания кровли пласта, м;
g- ускорение силы тяжести, м/с2.
Плотность бурового раствора не может превышать значение, рассчитанного по формуле:
&#961;_max=(P_пл*&#12310;10&#12311;^6+P_гр*&#12310;10&#12311;^6)/(g*L_п ) , (2.17)
где P_гр- это давление, равное P_гр=1,5 МПа для L<1200 м и P_гр=2,5&#247;3,0 МПа для L>1200 м.
Проведем расчеты плотности бурового раствора по интервалам бурения.
В интервале 0 - 1130 м плотность бурового раствора должна быть не менее:
&#961;=1,1&#215;(11,3*&#12310;10&#12311;^6)/(9,81*1130)=1,1&#215;(11,3*&#12310;10&#12311;^6)/109185,3=1121 кг/м^3.
На основании опыта безаварийной проводки скважины на месторождениях Тюменской области, а также для обеспечения устойчивости стенок скважины при бурении под данный интервал принимаем &#961;=1160 кг/м^3.
В интервале 1130 - 1955 м плотность бурового раствора должна быть не менее:
&#961;=1,05&#215;(19,55*&#12310;10&#12311;^6)/(9,81*1955)=1070 кг/м^3 .
В интервале 1955 - 2755 м плотность бурового раствора должна быть не менее:
&#961;=1,05&#215;(28,377*&#12310;10&#12311;^6)/(9,81*2755)=1102 кг/м^3 .
В интервале 2755 - 2920 м плотность бурового раствора должна быть не менее:
&#961;=1,05&#215;(29,784*&#12310;10&#12311;^6)/(9,81*2920)=1092 кг/м^3 .
В интервале 2920 - 3166 м плотность бурового раствора должна быть не менее:
&#961;=1,05&#215;(32,294*&#12310;10&#12311;^6)/(9,81*3166)=1092 кг/м^3 .
В интервале 3166 - 3276 м плотность бурового раствора должна быть не менее:
&#961;=1,05&#215; (33,416*&#12310;10&#12311;^6)/(9,81*3276)=1092 кг/м^3 .
 На основании опыта безаварийной проводки скважины на месторождениях Тюменской области, обеспечения устойчивости стенок скважины и предупреждения осыпей и обвалов, принимаем во всех интервалах бурения буровой раствор с плотностью &#961;=1160 кг/м^3.
Типы и параметры бурового раствора для строительства проектируемой скважины приведены в табл. П3.1 Приложения 3.
2.5.3 Расчет объемов бурового раствора по интервалам бурения и на одну скважину
Расчёт необходимого объема бурового раствора рассчитан по методическому указанию [9].
 Общий объем бурового раствора для бурения скважины рассчитывается по формуле:
V_(о.бр)=V_бр1+V_бр2+V_бр3+..V_брn, (м3), (2.18)
где V_брi- объем бурового раствора при бурении под направление, кондуктор, техническую и эксплуатационную колонны, хвостовик, м3.
Объем бурового раствора под обсадную колонну рассчитывается по формуле:
V_брi=V_сквi+V_(тр.брi)+V_пi, (м3), (2.19)
где V_сквi – объем бурового раствора находящегося в скважине на момент окончания бурения под i-ю обсадную колонну, м3;
V_(тр.брi) – требуемый объем бурового раствора в емкостях циркуляционной системы на момент окончания бурения под i-ю обсадную колонну, м3;
V_пi – объем потерь бурового раствора при бурении под i-ю обсадную колонну, м3.
Объём бурового раствора, находящегося в скважине на моме

Размер файла: 4,7 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)
-------------------
Обратите внимание, что преподаватели часто переставляют варианты и меняют исходные данные!
Если вы хотите, чтобы работа точно соответствовала, смотрите исходные данные. Если их нет, обратитесь к продавцу или к нам в тех. поддержку.
Имейте ввиду, что согласно гарантии возврата средств, мы не возвращаем деньги если вариант окажется не тот.
-------------------

   Скачать

   Добавить в корзину


    Скачано: 2         Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.

Не можешь найти то что нужно? Мы можем помочь сделать! 

От 350 руб. за реферат, низкие цены. Просто заполни форму и всё.

Спеши, предложение ограничено !



Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Технологические процессы объектов нефтяной промышленности / Проект строительства наклонно направленной скважины на Фаинском месторождении с рассмотрением вопроса оптимизации смазочных свойств бурового раствора для снижения прихватоопасности
Вход в аккаунт:
Войти

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
UnionPay СБР Ю-Money qiwi Payeer Крипто-валюты Крипто-валюты


И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках


Сайт помощи студентам, без посредников!