Геологические сведения о месторождении. Технология и этапы проектирования наклонно-направленной бурильной скважины. Тектоническая характеристика и строение нефте- и газоносных пластов. Конструкция и профиль скважины, выбор инструмента, режима бурения.
При внедрении нового турбобура резко снижаются СПО, что ведет к уменьшению эксплуатационных затрат потребителя, уменьшения эксплуатационных издержек в расчете на объем бурения, за счет уменьшения количества долот, увеличения механической скорости бурения и проходки на буровую установку.
Введение
скважина бурильный месторождение
Бурное развитие нефтяной промышленности началось в xx веке, когда стали широко применять нефтяные и бензиновые двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего, разнообразных смазывающих веществ.
Особенно быстро стала развиваться мировая нефтяная промышленность с тех пор, как нефть и ее продукты стали использоваться в качестве сырья в химической промышленности.
Природный газ является хорошим и дешевым топливом и применяется как сырье для химической промышленности.
Используется он для производства синтетического каучука, пластмасс синтетических волокон, спиртов, удобрений и других продуктов.
Нефтяная и газовая промышленность стала одной из отраслей народного хозяйства.
Несмотря на достижение техники и технологии разработки нефтяных месторождений, для удовлетворения всех нужд народного хозяйства требуется многократное увеличение объемов эксплуатационного бурения.
Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу - повысить эффективность и улучшить качество бурения.
Эта задача включает в себя как количественный рост, т.е. Увеличение коростных показателей бурения, так и повышение качества и самих буровых работ.
Один из важнейших факторов повышения качества - проведение бурения наклонно направленных и особенно горизонтальных скважин строго по проекту.
Интенсивное развитие нефтегазового комплекса страны как основополагающей базы топливной энергетики, нефте- и газохимической промышленности обуславливает основание и ввод в действие крупнейших нефтяных и газовых месторождений, широкомасштабное строительство сети сверхмощных нефте-, газо-, продуктопроводов, насосных станций, электросиловых установок и других необходимых объектов подземного, наземного и надземного базирования.
Указанные обстоятельства выдвигают экологические проблемы нефтегазового комплекса в ряд важнейших общегосударственных, требующих глубокого и всестороннего изучения, неотложного решения. Нефтегазовый комплекс страны относится к числу тех отраслей народного хозяйства, для которых природоохранная деятельность является основным производственным компонентом всех трудовых процессов, так или иначе влияющих на окружающую среду.
1. Геологическая часть
1.1 Основные проектные данные
Площадь - ново-запрудненская
Цель бурения - эксплуатация
Проектный горизонт - муллинские слои
Проектная глубина, м - 2750
Вид скважины - наклонно-направленная, с отклонением от забоя 340м
Способ бурения - турбинно-роторный
Категория скважины - вторая
Вид привода - электрический
Тип буровой установки - 3000 эук
Тип вышки - ва-41*200
Конструкция скважины диаметр, мм глубина спуска, м
Направление 324 30
Кондуктор 245 240
Эксплуатационная колонна 146 2750
Продолжительность строительства в сутках: Всего 122.8
В том числе: - вышкомонтажные работы 28.4
- подготовительные работы к бурению 4
- бурение 69.5
- крепление 8.5
- испытание (освоение) 1-го объекта 12.4
Проектная скорость бурения, м/ст. -мес. 1058
1.2 Общие сведения о месторождении
Площадь (месторождение): ново-запрудненская
Административное расположение: кинельский район
Республика: РФ
Область (край, округ): Самарская
Район: Кинельский
Температура воздуха, °с
Наибольшая летняя 40
Наименьшая зимняя -40
Максимальная глубина промерзания грунта, м - 1.8
Продолжительность отопительного периода - 206 суток, с 4.10 по 27.04
Скважина на ново-запрудненском месторождение проектируется на глубину 2750м, со вскрытием пласта д-ll, с целью совместной эксплуатации пластов д-l и д-ll.
1.3 История геологического изучения месторождения
Начало геологических исследований района месторождения относится к 1942 г, когда В.И.Рачитским, А.К.Банновым проводились геологические съемки масштаба 1:50000, в результате которых поднятий на исследуемой площади не выявлено.
Следующими этапами поисково-разведочных работ на нефть и газ были: электроразведка - в 1944 году и газовая съемка - в 1947, по материалам которой в районе месторождения были выявлены газовые аномалии.
В последующем, в 1957 году район террасы был доразведан структурным бурением, которым было установлено локальное поднятие, подтвержденное в 1957-58 годах данными сейсморазведочных работ.
Разработка месторождения осуществляется с 1967 года.
В 1967 году на ново-запрудненском куполе были открыты залежи нефти в пластах д-i,ii пашийского горизонта. в этом же году по данным сейсмики, была открыта нефтяная залежь в пласте с-іа нижнего карбона, разработка ее была начата в 1971 году.
Величины запасов нефти и геологические модели строения залежей продуктивных пластов утверждены гкз по состоянию изученности на 01.01.90г. - протокол №10868 от 15.06.90г.
Утвержденные запасы нефти числятся на балансе вгф оао «самаранефтегаз» по состоянию изученности на 01.01.2004г. И служат базой для выполнения настоящей работы.
За период 1990 -2003гг. На месторождении в границах собственно подгорненского поднятия пробурено 18 добывающих скважин, которые не внесли существенных изменений в представления о геологическом строении основных залежей нефти продуктивных пластов c?a, с?? и с???.
Вновь пробуренные скважины уточнили отдельные детали строения залежей нефти пластов c?a, с??, с??? в местах вскрытия, не изменив принципиальные модели геологического строения.
По состоянию на 01.01.2004г. Скв.324 открыта небольшая промышленная залежь нефти пласта д??.
Всего по состоянию на 01.01.2004г. На месторождении числится в фонде 84 пробуренных скважины.
На ново-запрудненском месторождении промышленные запасы нефти, находящиеся в разработке, установлены в следующих продуктивных пластах (сверху вниз по разрезу): C?a - радаевский горизонт, нижний карбон
С?? - тульский горизонт, нижний карбон
С??? - бобриковский горизонт, нижний карбон
Д? - пашийский горизонт, франский ярус девона
Д?? - пашийский горизонт, франский ярус девона
Всего по месторождению добыто 11762 тыс. Т. Нефти (учтено в госбалансе), основными объектами разработки являются пласты c?a, с?? и с??? в границах ново-запрудненского месторождения, на которых на 01.01.2004г. В сумме добыто 11260 тыс. Т нефти или 97,9% от общей по поднятию.
Основные залежи нефти приурочены к терригенным пластам, c?, с?? и с??? д? и д??.
1.4 Тектоническая характеристика и особенности строения структуры (участка)
Ново-запрудненское месторождение расположено в самарском нефте-геологическом районе.
В тектоническом отношении оно приурочено к северной ветви заволжской зоны жигулевской дислокации.
Связь между населенными пунктами и буровой осуществляется по асфальтированной дороги.
Водоснабжение осуществляется по водоводу НГДУ ""Первомайнефть"".
При составлении раздела использовались следующие промысловые, отчетные материалы, руководящие, инструктивные и методические документы и литературные источники: ""проект пробной эксплуатации"" и фактические материалы по пробуренным скважинам.
Индекс стратиграфического подразделения Интервалы, М, пласт Флюидо насыщения Тип коллектора Пористость, % Проницаемость, Мкм2 Давление, мпа Пластовая температура, °с
Пластовое Гидроразрыва
От До Начальное Текущее
С 1360 1367 Нефть Известняк 17 465 15.2 12 18.7 29
С 1839 1845 Нефть Известняк 18 609 20.4 17 27.2 37
С 1875 1885 Нефть Песчаник 15 609 20.7 18 27.9 38
С 1890 1895 Нефть Известняк 10 465 21.0 17 28.1 38
Индекс стратиграфического подразделения Пласт, интервал залегания, м Плотность нефти, г/см3, В пластовых условий Вязкость нефти в пластовых условий, сп Подвижность, g/сп Содержание серы, %
От До
С 1360 1367 0.817 9.75 0.105 1.17
С 1839 1845 0.879 2.43 0.017 2.7
С 1875 1885 0.854 2.43 0.351 1.73
С 1890 1895 0.860 5.15 0.052 1.69
Д3 2663 2690 0.838 1.59 0.185 1.1
Д3 2700 2720 0.849 1.53 0.198 1.31
Таблица 1.4 Водоносность
Индекс стратиграфического подразделения Глубина кровли (интервал залегания), м Минерализация, г/л Тип воды
Р 40 1.5 Гидрокорбонат
Р 75 1.5 Гидрокорбонат
Р 240 2-3 Сульфат-натрия
Р 290 3-5 Сульфат-натрия
Р 410 80 Хлорид-натрия
С3 700 235 Хлорид-натрия
С 1175 237 Хлорид-натрия
С 1350 260 Хлорид-натрия
С 1375 240 Хлорид-натрия
В пределах ново-запрудненского месторождения, на дату составления проекта, пробурено 48 скважин. В скважинах проведен полный комплекс промыслово-геофизических исследований, в открытом стволе и колонне выполнено опробование продуктивных горизонтов, отобран керновый материал.
Промышленная нефтеносность девонских отложений связана с продуктивными пластами д-i и д- ii терригенного девона.
Пласт с-іа промышленно нефтеносен. Пласт сложен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, пористыми, нефтенасыщенными. По площади коллектор в значительной степени замещается непроницаемыми алевролитами и глинами. Средняя глубина залегания пласта с-іа определяется величиной 1350м.
Залежь пласта с-іа относится к типу пластовых, литологически - экранированных. Промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием и многолетней эксплуатацией скважин 348, 350, 408, 409, 410, 411, 431, 463.
Наиболее низкое гипсометрическое положение подошвы нефтенасыщенных песчаников пласта с-іа отмечается в скв. 349 - на абсолютной отметке минус 1236,2 м. Наиболее высокое гипсометрическое положение водонасыщенных песчаников пласта отмечено в скв. 349 - на абсолютной отметке минус 1238,2 м. Притоки безводной нефти в процессе опробования при наиболее низком гипсометрическом положении нижних перфорационных отверстий получены в скважинах: 350 - минус 1231 м, 476 - минус 1236 м.
Средняя глубина залегания пласта сіі определяется величиной 1800 м. От вышележащего пласта сіа пласт с-ii отделяется мощной почкой глин, служащей покрышкой для нефтяной залежи.
Промышленный характер нефтенасыщения пласта с-ii доказан опробованием более чем 20-и скважин и данными многолетней эксплуатации залежи.
Подошва нефтенасыщенных песчаников пласта с-ii скв. 465 вскрыта на абсолютной отметке минус 1241,5 м, в скв. 438 - минус 1240,7 м.
Залежь пласта с-ii относится к типу пластовых, сводовых со значительной по площади водонефтяной зоной. В границах внешнего контура нефтеносности размеры залежи пласта сіі определяются значениями 8,5х4 км, этаж нефтеносности составляет 29 м.- скв. 422, 518.
Пласт с-iii радаевского горизонта имеет сходную литологическую характеристику с пластом с-ii . Пласт с-iii - сложен мелко- и среднезернистыми, пористыми, нефтенасыщенными песчаниками, переслаивающимися глинами и алевролитами, от пласта с и отделяется 5-10 м. Пачкой глин. Является основным объектом разработки.
В северо-западной части залежи происходит литологическое выклинивание песчаных прослоев пласта с-iii.
Залежь пластовая, сводовая, в северо-западной части структуры литологически-экранированная, по всей площади подстилается пластовой водой. В границах начального контура нефтеносности и линии замещения размеры залежи нефти составляют значение 8х3,5 км, этаж нефтеносности определяется равным 33 м.
Промышленная нефтеносность девонских отложений связана с продуктивными пластами д-i и д-ii терригенного девона.
Песчаники пласта д-i промышленно нефтеносны на юго-восточном и северо-западном участках. Пласт сложен мелко- и среднезернистыми песчаниками, пористыми, нефтенасыщенными, переслаивающимися глинами и алевролитами. Покрышками залежей нефти пласта д-i являются глинистая пачка толщиной 5-10 м. Средняя глубина залегания пласта д-i определяется величиной 2600м.
Залежь нефти пласта д-i относится к типу пластовых, сводовых.
На юго-восточном участке по данным гис водонефтяной контакт ни в одной из скважин не прослеживается. Подошва нефтенасыщенных песчаников в скв. 411 вскрыта на абсолютной отметке минус 2660,1 м. По результатам бурения и опробования скв.519 открыта небольшая залежь нефти пласта ді в границах центрального участка (купола).
На основании изложенного внк на северо-западном участке принимается наклонным от минус 2650 м. В районе скв. 320, до минус 2852 м в районе скв. 314.
Залежь нефти характеризуется как неполнопластовая («плавающая»), размеры залежи составляют величины 2,2х1,2 км, этаж нефтеносности определен равным 7 м.
Залежь пласта д-ii на северо-западном, центральном и юго-восточном участках имеет самостоятельные контуры нефтеносности, водонефтяные контакты находятся на разных гипсометрических уровнях.
На юго-восточном участке водонефтяной контакт по данным гис не установлен. В скв. 662 пласт д-ii водонасыщен, кровля эффективной части вскрыта на абсолютной отметке минус 2700,6 м, в скв. 311 подошва нефтенасыщенных песчаников вскрыта на абсолютной отметке минус 2701,7 м. Водонефтяной контакт на этом участке принят на абсолютной отметке минус 2701 м.
На центральном участке водонефтяной контакт также не прослеживается ни в одной из скважин.
На основании изложенного внк на центральном участке и на восточном крыле принят на абсолютной отметке минус 2706 м, а в районе скв. 321, на западном крыле, на абсолютной отметке минус 2705 м. На основании вышеизложенного внк на данном участке принят на абсолютной отметке минус 2703 м.
Залежь пласта д-ii относится к типу пластовых. Этаж нефтеносности составляет 19 метров.
1.7 Возможные осложнения по разрезу скважины
Характерные осложнения в пробуренных скважинах: Поглощение ""частичное"" с восстановлением циркуляции
150-190м - татарский ярус (р2)
1410-1490м - башкирский ярус (с)
2160-2350м - фаменский ярус - в. Франский ярус (д-д3)
Проявление нефти
1360-1367м - башкирский ярус (с)
1839-1845м - тульский горизонт (с)
1875-1845м - бобриковский горизонт (с)
1890-1895м - турнейский ярус (с)
2663-2690м - пашийский горизонт (д)
2700-2720м - пашийский горизонт
Образование каверн с обвалами и осыпями песчано-глинистых пород
Примечание: Дефектоскопия бурильного инструмента производится перед началом бурения скважины на трубной базе и по мере необходимости по графику.
2. Технико-технологическая часть
2.1 Конструкция скважины
На выбор конструкции скважины влияют многочисленные факторы: назначение скважины (разведочная, эксплуатационная на нефть или газ, нагнетательная и т. П.), проектная глубина ее, особенности геологического строения месторождения (наличие тектонических нарушений, соляных штоков, количество продуктивных объектов и расположение их друг относительно друга) и степень достоверности знаний об этом, устойчивость горных пород, характер изменения с глубиной коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения, состав пластовых жидкостей (химический и по физическому состоянию: капельная жидкость, газ, газожидкостная смесь), положение устья скважины (на суше или в акватории водного бассейна), профиль скважины, способ и продолжительность бурения, уровень развития технологии бурения, метод вхождения в продуктивную толщу, температурный режим в период бурения и эксплуатации, дебит и способы эксплуатации данной скважины на разных этапах разработки месторождения, степень совершенства эксплуатационного оборудования, требования законов об охране недр и защите окружающей среды, экономичность (стоимость строительства при том или ином варианте конструкции, стоимость единицы добываемой продукции), субъективные моменты (квалификация инженерно-технического персонала, традиции предприятия и проектной организации и другие).
Спроектировать конструкцию скважины - это значит определить необходимое для условий данного конкретного участка месторождения количество обсадных колонн, размеры этих колонн (диаметр, глубину установки нижнего конца и длину каждой), диаметры долот для бурения ствола под каждую колонну, положение верхней и нижней границ интервалов цементирования.
Скважина является долговременным капитальным сооружением.
Поэтому конструкция ее должна быть прочной, обеспечивать герметичное разобщение всех проницаемых пород, вскрытых при бурении, безусловную возможность достижения проектной глубины и решения геологических и других исследовательских задач в процессе бурения, осуществления запроектированных режимов эксплуатации на всех этапах разработки месторождения, соблюдения требований законов об охране недр и защите окружающей среды от загрязнения.
Из тех вариантов конструкций, при которых обеспечивается решение поставленных перед скважиной задач, оптимальным является вариант, позволяющий добиться наименьшей себестоимости единицы добываемой продукции или наименьшей стоимости строительства.
Основными целями крепления скважины является: А) создание долговечного и герметичного канала для транспортирования жидкости;
Б) обеспечение устойчивости стенок скважины в течение всего срока службы ее, считая от начала строительства;
В) предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного проницаемого объекта в другой или в атмосферу и связанных с ними тяжелых осложнений;
Г) создание условий для прочного закрепления на устье скважины противовыбросового и эксплуатационного оборудования.
Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала).
Конструкция скважины проектируется на основе анализа литологических особенностей пород (таблица 1.2), совмещенного графика давлений, анализа ожидаемых осложнений в скважине(таблица 1.3-1.4), с учетом технологических регламентов, опыта бурения в сходных геологических условий, материально-технических и экономических ограничений, выявленных при согласовании и утверждении проектного задания и с учетом требований по охране недр и окружающей среды.
Самая внутренняя колонна труб носит название эксплуатационной. Она служит не только для укрепления стенок скважины и изоляции соответствующих горизонтов, насыщенных нефтью, газом или водой, но также каналом для транспортировки добываемой из продуктивной толщи или закачиваемой в последнюю жидкости (газа).
Исходя, из условий, что скважина относительно высоко дебитная и в конце эксплуатации будет применяться эцн, желательно выбирать эксплуатационную колонну большего диаметра, например 168мм, но в бурение нужно применять долота также большего диаметра, что повлечет дополнительные расходы (расход энергии, материалов).
Поэтому выбираем оптимальный диаметр эксплуатационной колонны dэк=146мм, диаметр муфты dмэк=166мм.
Длина эксплуатационной колонны выбирается: Lэк=lппг lз lн, (2.1)
Где lппг - подошва продуктивного горизонта, lппг=2720м;
Lз=(15-25)м - длина зумпфа;
Lн=(15-25)м - длина деталей низа.
Lэк=2720 15 15=2750м
Выбираем диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну: Dдэк= dмэк 2f, (2.2)
Где f - зазор между муфтой и стенкой скважины, f=(7-50)мм
Dдэк=166 2*15=196мм
По госту 20692-75 выбираем долото с большим диаметром равный 215.9мм
Выбираем длину и диаметр кондуктора.
Колонна труб, спускаемая в скважину после направления и служащая для укрепления стенок последней в недостаточно устойчивых породах и для перекрытия зон осложнений, приуроченных к сравнительно неглубоко залегающим горизонтам, а также для изоляции горизонтов, содержащих артезианские и целебные воды, называется кондуктором.
В связи с тем, что на глубине 150-190м частичное поглощение, а на глубине 10-160м обвалообразование длину кондуктора выбираем
По внутреннему диаметру и госту 632-82 ‘’трубы обсадные и муфты к ним’’ выбираем трубы с наружным диаметром dнк=245мм
Выбираем диаметр долота при бурении под кондуктор: Dдк=dнк 2f=245 2*15=275мм, (2.4)
По госту 20692-75 ‘’долота шарошечные’’ выбираем долото при бурении под кондуктор dдк=295.3мм
Первая труба или колонна труб, служащая для предотвращения размыва пород, залегающих близ дневной поверхности, разобщения ствола скважины, сооружаемой для соединения устья с очистной системой буровой установки, называется направлением.
Учитывая геологические условия, а именно обвалы глин, принимаем глубину спуска направления 30м.
Внутренний диаметр направления определяется: Dвнн=dдк (6-8)=295.3 7=302.8мм (2.5)
По госту 632-82 ‘’трубы обсадные и муфты к ним’’ под направление выбираем трубы с наружным диаметром dнн=324мм
Выбираем диаметр долота под направление: Dдн=dвнн 2f=324 2*22.4=369мм (2.6)
По госту 20692-75 ‘’долота шарошечные’’ выбираем долото при бурении под направление dдн=393.7мм
Таблица 2.1 Конструкция скважины
Название колонны и № раздельно спускаемой части (в порядки спуска) Наружный диаметр колонны или раздельно спускаемых частей, мм Тип соединений Максимальный наружный диаметр соединений, мм Интервал установки по стволу скважины, м Длина колонны или части, м Характер ствола скважины
Номинальный диаметр ствола скважины, м Интервал бурения, м
Заполнение пространства между обсадной колонной и стенками скважины раствором вяжущего, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращения перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или в атмосферу через за колонное пространство.
На зацементированные участки скважин приходится менее 2% нарушений герметичности обсадных колонн, связанных с коррозией.
Высота подъема цементного раствора за обсадными колоннами определяется в соответствии с рекомендациями: ""правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности"" издатель гост тех надзор россии м: 1998г.
При проектировании конструкции скважины любого назначения интервалы обязательного цементирования и общая высота подъема тампонажного раствора выбирается в зависимости от конкретно горно-геологических условий.
В нефтяной промышленности цементирование скважины производится или до устья, или до 100м башмака предыдущей колонны.
При цементировании направление и кондуктора цемент поднимается до устья.
Цементирование эксплуатационной колонны производится в две ступени с установкой пдм или мсц на глубине 1950м, с использованием тампонажного цемента, плотностью 1830кг/м3 в интервале 2750-1950м и облегченного цемента плотностью 1520кг/м3 в интервале 1950-140м.
В случае отсутствия облегченного цемента можно применять гельцемент.
Не допускается разрыв сплошности цементного раствора за обсадными колоннами.
Все интервалы, подлежащие цементированию, объединяются в один общий.
2.2 Выбор и расчет профиля наклонно направленной скважины
Наклонно направленные скважины рекомендуется бурить, когда технически и экономически нецелесообразно строить вертикальные скважины в независимости от типа бурения.
Наклонно направленная скважина должна обеспечивать эксплуатацию участка залежи, расположенного на значительном удаления от устья, с применением методов, обусловленных геологическими и техническими условиями разработки месторождения при минимальных затратах времени и материальных средств на ее строительство, т.е. Дополнительные ограничения на технологию строительства и эксплуатацию скважины, связанные со спецификой наклонного бурения, должны быть минимальны.
Для выполнения поставленных требований профиль скважины должен иметь минимальное количество перегибов ствола и минимальную длину; обеспечивать скоростную и качественную проводку скважины с использованием существующей техники и технологии при наименьших затратах, а также надежную работу внутрескваженного эксплуатационного оборудования.
Учитывая все выше перечисленные требования, выбираем четырех интервальный профиль, состоящий из следующих участков: вертикальный 1, набора зенитного угла 2, стабилизации 3 и уменьшения зенитного угла 4.
В настоящее время разработаны компоновки низа бурильной колонны, которые довольно надежно обеспечивают стабилизацию зенитного угла.
Однако применение их на больших глубинах увеличивает опасность осложнений и аварий (сужение ствола в интервале 1700м и ниже, прихваты центрирующих приспособлений).
Поэтому с определенной глубины бурение ведется без стабилизирующих устройств с уменьшением зенитного угла.
Четырех интервальный профиль рекомендуется для скважины с отклонением забоя от вертикали более 300м, на месторождениях, где по геологотехническим условиям ниже интервала установки насосного оборудования затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами для стабилизации параметров кривизны, и на новых месторождениях, где технология проводки по трех интервальному профилю не отработана.
Параметры участка профиля следует выбирать с учетом закономерностей естественного искривления на данной площади, а также средних проходок на долото.
Желательно проектировать профиль таким, чтобы в процессе бурения не возникало необходимости менять компоновку низа бурильной колонны, в то время как долото еще не отработано.
Определения длины вертикальных участков профиля.
Каждый профиль наклонно направленной скважины в начале должен иметь вертикальной участок не менее 40-50м.
Длину вертикального участка выбирают исходя из следующих предпосылок: А) с увеличением длины вертикального участка увеличивается зенитный угол, необходимый для достижения заданного отклонения забоя от вертикали, а также длины ствола скважины;
Б) зенитный угол на наклонно-прямолинейном участке должен быть не менее 8°-10°, так как при малых углах затрудняется стабилизация азимутального угла;
В) участок набора зенитного угла желательно расположить в интервале залегания устойчивых пород, чтобы исключалась работа с отклонителем в рыхлых, обваливающихся или осыпающихся породах;
Г) нужно, по возможности, стремится к тому, чтобы нижняя граница вертикального участка располагалось ниже ожидаемого динамического уровня нефти в скважине, или же максимальное искривление ствола находилась ниже динамического уровня (с целью увеличения надежности работы штанговых или электроцентробежных насосов, штанг, кабеля);
Д) в большинстве случаев с увеличением глубины наблюдается уменьшение средней проходки на долото, что может привести к тому , что для набора необходимого зенитного угла придется провести два или три рейса с отклонителем, в то время как при бурение в верхних интервалах обычно достаточно одного рейса.
Первый вертикальный участок перекрывают обсадной колонной, в основном кондуктором.
В связи со сказанным длину первого вертикального участка принимаем 60м.
При бурении наклонных скважин необходимо учитывать следующее: Масса убт над кривым переводником должна не менее чем в 1.5 раза превышать массу турбобура;
При темпах набора или спада кривизны более 0.6° на 10м в стволе скважины образуются желобные выработки;
Исправление азимута при наклоне ствола более 20°очень сложно и всегда сопровождается снижением угла;
Периодичность определения направления ствола инклинометрией осуществляется на участке набора или исправления азимута через 25-50м, на участках стабилизации или спада кривизны через 200-300м.
Бурение с отклоняющими устройствами требует значительных дополнительных затрат времени на ориентирование отклонителя и контроль за траекторией ствола.
Поэтому для увеличения скорости бурения желательно, чтобы набор кривизны осуществлялся в небольших интервалах. но увеличение интенсивности искривления ствола может привести к осложнениям, поэтому ее значение необходимо выбирать с учетом условий бурения и эксплуатации.
При спуске забойного двигателя (наиболее жесткой части бурильной колонны) через искривленные участки ствола скважины напряжения, возникающие в корпусе двигателя, не должны превышать пределы текучести. Минимальный допустимый радиус искривления скважины rmin, следует определять: , (2.7)
Где: lз.д=7.955 - длина забойного двигателя, м;
Dд=0.1259 - диаметр долота, м;
Dз.д=0.195 - диаметр забойного двигателя, м;
K=0 - величина зазора, выбираемая исходя из конкретных условий бурения.
При уменьшении диаметра и увеличении длины забойного двигателя рекомендуется учитывать влияние его прогиба: ,(2.8)
Где: f - стрела прогиба, м, , (2.9)
Где: - q=175.89кг=1.7245кн - вес одного забойного двигателя, кн;
e=2.1*108кн/м2 - для стали, модуль продольной упругости материала, кн/м;
При бурении в бурильных трубах, работающих на искривленном участке ствола, не должны возникать напряжения, превосходящие предел текучести.
На участке ствола, расположенном в непосредственной близости от проектного забоя, величина радиуса не должна быть меньше значения, рассчитанного по формуле: , (2.11)
Для верхней части скважины минимально допустимый радиус искривления определяется для бурильных труб, расположенных в начале участка набора кривизны, по формуле: , (2.12)
Где: - напряжение растяжения, кн/м,
, (2.13)
Здесь: р=15000кг=147.059кн - максимальная нагрузка, действующая в месте изгиба тела трубы, кн;
f=3336.37мм2=0.00333637м2 - площадь поперечного сечения тела трубы, м2.
При подъеме и спуске инструмента из искривленного ствола, а также при бурении замки бурильной колонны не должны создавать чрезмерного давления на стенки скважины в избежании интенсивного износа их, интенсивного желобообразования, протирания обсадных колонн.
В этом случае величина радиуса искривления вычисляется: , (2.14)
Где: q=30кн - нормальное допустимое усилие замка на стенки скважины, кн;
12.5 - принимаемая длина бурильных труб, м.
Для разрезов, сложенных мягкими породами, значение нормального допустимого усилия q ориентировочно может быть принято 10кн; для разрезов, сложенных породами средней крепости 20-39кн; крепкими и твердыми породами 40-50кн.
Где: dh=0.146м - наружный диаметр обсадной колонны, м.
Уточненный расчет производится согласно инструкции по расчету обсадных колонн для наклонно направленного бурения.
Радиус искривления ни на одном интервале ствола не должен быть меньше допустимого.
При расчете профиля выбранный радиус искривления необходимо принимать на 5-10% больше его теоретической величины.
Увеличение происходит изза неточностей установки отклонителя при зарезке наклонного участка ствола и при последующих рейсах.
В нашем случае радиус искривления принимаем равный rн=570м, также для расчета четырехинтервального профиля необходимо задаться несколькими величинами: Н=2750м - глубина по вертикале;
А=500м - отход забоя скважины от устья в горизонтальной проекции;
Нв=60м - длина вертикального участка ствола скважины;
?=20° - максимальный зенитный угол;
Rсп=6958м - радиус участка спада кривизны, выбирается из опыта бурения на ново-запрулненском месторождении
Рассчитываем элементы участка набора кривизны и конечный угол скважины.
Найдем горизонтальную проекцию участка набора кривизны
Проверочный расчет: Горизонтальная проекция участка стабилизации кривизны
Аст=hcttgc=126.451*tg20=46.024м, (2.26)
А=ан аст асп=34.38 46.024 419.609=500м, (2.27)
Результаты проверки показали, что расчет произведен правильно.
2.3 Выбор способа бурения
При выборе способа бурения по интервалам, типа-размеров долот и параметров режима бурения учитывались технологические регламенты на бурение ‘’технологические регламенты на строительство скважин (бурение, испытание) для площадей объединения ‘’самаранефтегаз’’, требование инструктивных документов: ‘’унифицированные нормы на бурение нефтяных и газовых скважин для буровых предприятий объединения ‘’самаранефтегаз’’, ‘районные нормы на механическое бурение нефтяных и газовых скважин роторным способом для буровых предприятий объединения ‘’самаранефтегаз’’ и передовой опыт бурения.
В нашей стране наиболее распространены турбинный и роторный способы бурения, реже бурят электробурами.
Турбинн
Вывод
На основе экономических результатов составляется заключение по экономическому обоснованию новой конструкции турбобура.
При внедрении нового турбобура резко снижаются СПО, что ведет к уменьшению эксплуатационных затрат потребителя, уменьшения эксплуатационных издержек в расчете на объем бурения, за счет уменьшения количества долот, увеличения механической скорости бурения и проходки на буровую установку. Все эти факторы дают положительный эффект от производства и использование нового турбобура и годовой экономический эффект возрастает эгод=306480у.е.
Список литературы
Гост 632-82 ""трубы обсадные муфты к ним"".
Гост 20692-75 ""долота шарошечные, типы и размеры"".
Рд 39711000189 ""инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных газовых скважин"" вниит нефть, куйбышев 1989г.
Методические указания ""курсовой проект по курсу заканчивание скважины"".
Методические указания ""оформление дипломных и курсовых проектов"" самара 1992г.
Методические указания ""расчет на прочность цементной оболочки нефтяной скважины"" самара 1991г.
