Размещено на http://www.allbest.ru/

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Кубанский государственный технологический университет

(КубГТУ)

Кафедра нефтегазового промысла (НГП)

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к дипломному проекту на тему:

Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная

КНГП.130504.004.ПЗ

Разработчик __________________

Руководитель дипломного проекта

д.т.н., профессор __________________

Консультанты:

по безопасности

жизнедеятельности

канд. техн. наук. доцент _________________

по экономической части,

канд. экон. наук, доцент __________________

Нормоконтролер __________________

Выпускная квалификационная работа допущена к защите

Зав. кафедрой НГП

профессор, д.т.н. __________________

Краснодар

2010

Содержание

Нормативные ссылки

Термины и определения

Сокращения

Введение

1. Общая часть

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

1.2 Геологические условия бурения

1.3 Характеристика газонефтеводоносности по разрезу скважины

1.4 Зоны возможных осложнений

1.5 Геохимические исследования

2. Технологическая часть

2.1 Выбор и обоснование способа бурения

2.2 Проектирование профиля и конструкции скважины

2.2.1 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

2.2.2 Выбор конструкции эксплуатационного забоя скважины

2.2.3 Обоснование конструкции скважины

2.2.4 Расчет диаметров обсадных колонн и долот

2.2.5 Обоснование высот подъемов тампонажных растворов

2.2.6 Разработка схем обвязки устья скважины

2.3 Проектирование процесса углубления скважины

2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам

2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам

2.3.3 Расчет частоты вращения долота

2.3.4 Выбор типа забойного двигателя

2.3.5 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны

2.3.6 Обоснование и выбор очистного агента

2.3.7 Расчет необходимого расхода бурового раствора

2.3.8 Обоснование критериев рациональной отработки долот

2.3.9 Технология бурения на участках искусственного искривления скважины и вскрытия продуктивного пласта

2.4 Проектирование процессов заканчивания скважины

2.4.1 Расчет эксплуатационной обсадной колонны

2.4.1.1 Условия работы колонны в скважине

2.4.1.2 Расчёт действующих нагрузок

2.4.1.3 Расчет наружных избыточных давлений

2.4.1.4 Расчет внутренних избыточных давлений

2.4.2 Конструирование эксплуатационной колонны по длине

2.4.3Расчёт натяжения эксплуатационной колонны

2.4.4 Технологическая оснастка эксплуатационной колонны

2.4.5 Выбор режима спуска эксплуатационной колонны

2.4.5.1 Подготовка ствола скважины к спуску колонны

2.4.5.2 Подготовка обсадных труб

2.4.5.3 Технологический режим спуска колонны

2.4.6 Расчёт цементирования обсадных колонн

2.4.7 Заключительные работы и контроль цементирования

2.5 Проектирование процессов испытания и освоения скважины

2.5.1 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов

2.5.2 Вызов притока пластового флюида

2.6 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

2.6.1 Осыпи и обвалы стенок скважины

2.6.2 Поглощения бурового раствора

2.6.3 Прихваты бурильной колонны

2.6.4 Газонефтеводопроявления

2.7 Выбор буровой установки

2.8 Проектирование бурового технологического комплекса

2.8.1 Выбор типа оснастки талевой системы

3. Специальная часть

3.1 Введение

3.2 Системы получения и обработки геолого-технологической информации скважин

3.3 Системы регистрации и обработки данных инклинометрии

3.4 Системы регистрации и обработки геофизической информации

3.5 Разработка алгоритмов подсистем прогнозирования аварийных

Ситуаций

3.6 Выводы по специальной части

4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Безопасность жизнедеятельности на объектах нефтегазового промысла

4.2 Характеристика проектируемого объекта с точки зрения безопасности жизнедеятельности

4.3 Производственная санитария

4.4 Техника безопасности

4.5 Пожарная безопасность

4.6 Безопасность жизнедеятельности в условиях чрезвычайных ситуациях

5. Экономическая часть

5.1 Расчет нормативного времени на механическое бурение

5.2 Расчёт нормативного времени на спускоподъемные операции

5.2.1 Расчёт нормативного количества долблений

5.2.2 Определение количества спускаемых и поднимаемых свечей

5.2.3 Расчёт нормативного времени на спуск и подъём свечей

5.3 Расчёт нормативного времени на наращивание труб

5.4 Расчёт нормативного времени на смену долота

5.5 Время на промывку скважины после спуска и перед подъёмом инструмента

5.6 Время на подготовительно - заключительные работы

5.7 Время на проверку превентора

5.8 Время на переоснастку талевой системы

5.9 Время на сборку и разборку убт

5.10 Расчёт нормативного времени на крепление эксплуатационной колонны

5.10.1 Шаблонировка, опрессовка, подтаскивание и укладка труб на мостки

5.10.2 Подготовительно-заключительные работы при спуске обсадных труб

5.10.3 Нормативное время промывки перед спуском обсадных труб

5.10.4 Спуск обсадных колонн

5.10.5 Нормативное время для промывки скважины перед цементажем

5.10.6 Подготовительно-заключительные работы перед цементированием эксплуатационной колонны

5.10.7 Нормативное время для закачки и продавливания цемента, ожидания его затвердевания

5.10.8 Нормативное время на испытание колонны

5.10.9 Время на чистку шахты и прочие работы

5.11 Расчет нормативного времени на геофизические работы

5.12 Расчёт нормативного времени на ремонтные работы

5.13 Нормативное время на приём и сдачу вахт

5.14 Расчёт скоростей бурения

Заключение

Список использованных источников

НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей выпускной квалификационной работе использованы ссылки на следующие нормативные документы

ГОСТ 2.104-68 ЕСКД. Основные надписи

ГОСТ 2.105-79 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.

ГОСТ 2.301-68 ЕСКД. Форматы.

ГОСТ 2.302-68 ЕСКД. Масштабы.

ГОСТ 2.304-81 ЕСКД. Шрифты чертежные.

ГОСТ 2.316-68-ЕСКД. Правила нанесения на чертежах надписей, технических требований и таблиц.

ГОСТ 2.321-84 ЕСКД. Обозначения буквенные.

ГОСТ 2.503-90 ЕСКД. Правила внесения изменений.

ГОСТ 6.38-90 УСД. Система организационно-распорядительской документации, Требования к оформлению документов

ГОСТ 3.1201-85-ЕСКД. Система обозначений технологической документации.

ГОСТ 6.38-90 УСД. Система организационно-распорядительской документации, Требования к оформлению документов

ГОСТ 2.004-88 ЕСКД. Общие требования к выполнению конструкторских и технологических документов на печатающих и графических устройствах вывода ЭВМ.

ГОСТ 2.109-73 ЕСКД. Основные требования к чертежам..

ГОСТ 7.32-91. Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и правила оформления.

ГОСТ 8.417-81 ГСИ. Единицы физических величин.

ГОСТ 19.701-90 ЕСПД. Схемы алгоритмов, программ данных и систем.

ГОСТ 21.1101-92 СПДС. Основные требования к рабочей документации.

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящей выпускной квалификационной работе применяются следующие термины с соответствующими определениями:

1. Нефтенасыщенный коллектор - терригенный или карбонатный коллектор, содержащий нефть.

2. Абсолютная отметка - глубина, в которой за 0 отсчета принят уровень Балтийского моря.

3. Водонефтяной контакт - контактная поверхность нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов по площади залежи.

4. Водонефтяной контур - контактная поверхность нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов по контуру залежи.

5. Гидростатическое давление - давление в пласте, соответствующее гидростатическому напору столба воды.

6. Кондуктор - вторая колонна обсадных труб. Опускается (иногда до 600 м) для обеспечения вертикальности ствола скважины и для перекрытия верхних неустойчивых слабых пород.

7. Конструкция скважины - обосновывается в зависимости от глубины скважины, её назначения, геологических условий, характера нефтегазоносности, давления и температуры. Сочетание основных конструктивных решений при строительстве скважины следующее: её диаметра на разных интервалах бурения, обсадных колонн, толщины их стенки и марки стали, высоты подъёма цементного раствора за каждой из колонн, качества цемента и т.д.

8. Диаметр скважины - диаметр круга, соответствующего сечению скважины плоскостью, перпендикулярной её оси.

9. Отклонение от вертикали - горизонтальное расстояние от вертикальной линии до выбранной точки в скважине.

10. Ствол - это горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины.

11. Устье - это начало скважины, образованное короткой вертикальной зацементированной трубой - направлением, затем кондуктором и эксплуатационной колонной.

12. Фильтр - участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостика с отверстиями или щелями.

13. Цементное кольцо - затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом скважины и обсадной колонной в определённом интервале в целях его герметизации.

14. Эксплуатационная скважина - скважина, предназначенная для добычи нефти и газа.

15. Эксплуатационное бурение - бурение добывающих, нагнетательных, контрольных и других скважин в соответствии с технологическими схемами (проектами) разработки, с планами опытной и опытно-промышленной эксплуатации.

16. Геолого-технический наряд (ГТН) - оперативный план работы буровой бригады на данной скважине, определяющий технологию процесса бурения. Это основной проектный документ на бурение скважины, содержащий подробный прогноз литолого-стратиграфической характеристики разреза и термобарических условий, определяющий обязательный комплекс геологических и геофизических исследований, технологию бурения и исследований и качество бурового раствора, конструкцию скважины, интервалы опробования и перфорации.

17. Забой - противоположный от земной поверхности конец горной выработки (буровой скважины); во время производства бурения и других горных работ забой постоянно перемещается по намеченному продолжению выработки.

18. Вахта - сменное дежурство, работа на буровой, а также часть команды, поочередно заступающей на это дежурство.

19. Бурение скважин - технологический процесс разрушения горных пород различными способами, приводящий к образованию цилиндрической выработки - скважины.

20. Проектирование режима бурения - установление обоснованных (расчётных): нагрузки на долото, числа его оборотов, качества и количества бурового раствора при бурении в конкретных горных породах.

21. Роторное бурение - бурение с использованием ротора, вращающего колонну бурильных труб и долото.

22. Буровой раствор - дисперсная система, применяемая при строительстве нефтяных и газовых скважин для приведения в движение и охлаждения бурового инструмента, очистки скважин от шлама и создания противодавления на разбуриваемые пласты.

23. Тампонажный цемент - материал, состоящий из одного или нескольких вяжущих веществ, минеральных или органических добавок, дающий после затворения водой или другими жидкостями раствор, затвердевающий в камень обусловленного качества; применяется для цементирования (тампонирования) скважин.

СОКРАЩЕНИЯ

- пластическая вязкость бурового раствора;

g- ускорение свободного падения - 9,806 м/с2 (точно);

- коэффициент облегчения трубы в жидкости;

- коэффициент трения;

- напряжение;

т - предел текучести;

Dд - диаметр долота;

Dм - диаметр муфты;

Gд - нагрузка на долото;

h - глубина;

Ка - коэффициент аномальности;

Кгр - коэффициент гидроразрыва;

Mуд - удельный момент на долоте;

Кгр - коэффициент гидроразрыва;

Mуд - удельный момент на долоте;

Q - расход;

Рви - внутреннее избыточное давление;

Рни - наружное избыточное давление;

Ропр - давление опрессовки;

Рпл - пластовое давление;

Ру - устьевое давление;

Pгидр.бур.р- гидростатическое давление столба бурового раствора;

Pгидр.конд - гидростатическое давление столба газового конденсата;

R - универсальная газовая постоянная;

Re - число Рейнольдса;

Uос - скорость оседания частиц шлама;

АВПД - аномально высокое пластовое давление;

АНПД - аномально низкое пластовое давление;

БСВ - буровые сточные воды;

БУ - буровая установка;

ЕНВ - единые нормы времени;

ИПБР - ингибированный полимерглинистый буровой раствор;

МПа - мегапаскаль;

ОБ - отходы бурения;

ПВО - противовыбросовое оборудование;

СБТ - стальные бурильные трубы;

СКЦ - станция контроля цементирования;

СПО - спускоподъемная операция.

ВВЕДЕНИЕ

В данное время Россия занимает одно из лидирующих мест среди нефтяных держав в добыче нефти и газа, что несет большие прибыли нефтегазодобывающим компаниям.

Нефтяной комплекс в настоящее время обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве. Достаточно сказать, что из всех видов энергетических ресурсов около двух третей потребностей обеспечивается за счет углеводородов. Невозможно представить сегодня современный транспорт и все многообразие двигательной техники без горюче-смазочных материалов, основой которых служат нефть и газ.

Имеются следующие особенности развития нефтегазовой отрасли России:

- основной эксплуатационный фонд скважин России был создан в 1970-1980х годах, а срок жизни скважины по проекту был заложен в пределах 20-25 лет, и на 2005-2010гг. пришёлся основной пик выхода скважин из эксплуатационного фонда;

- баланс прироста запасов по России на начало 2000 годов отрицателен, разведанных запасов хватит на 15-30 лет, а переход на массовый импорт нефти и нефтепродуктов для России из стран OPEC не реален из-за катастрофических последствий для всей промышленности.

Данная работа представляет собой проект строительства эксплуатационной скважины на Северо-Прибрежной площади Краснодарского края. Основной целью проекта является строительство качественной, с точки зрения надежности и долговечности скважины.

Важной задачей работы является рассмотрение высокоэффективной и безопасной технологии крепления скважины, с высокими технико-экономическими показателями.

Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений продолжается в течении многих десятилетий, поэтому многие из известных крупных залежей значительно истощены. Имея развитую нефтедобывающую и нефтеперерабатывающую инфраструктуру, регион крайне заинтересован в восполнении топливно-энергетических ресурсов. Особенно ценными являются запасы качественного углеводородного сырья в пределах известных и эксплуатируемых месторождений. Так как их вовлечение в эксплуатацию не требует дополнительных затрат на развитие новых инфраструктур, как это происходит в отдельных регионах.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

В административном отношении Северо-Прибрежная площадь расположена на территории Российской Федерации в северо-западной части Славянского района Краснодарского края (рисунок 1.1).

По административному делению Северо-Прибрежная площадь расположена на территории Славянского района Краснодарского края, в 160 км северо-западнее краевого центра. Расстояние до поселка Прорвенский - 10 км, до станицы Черноерковская - 26 км. В 170 км к юго-востоку, в п.Яблоновский и в 175 км к северо-востоку, в ст.Каневской имеются материально-технические базы.

Железнодорожная станция "Протока" (г. Славянск - на - Кубани) находится в 45 км к юго-востоку от площади Северо-Прибрежная. Дорожная сеть в районе работ развита слабо. Большинство дорог грунтовые, труднопроходимые в осенне-зимний период.

В орографическом отношении площади расположены в пределах низменной равнины, занятой плавнями и лиманами, частью мелиорированной под рисовые чеки, с сетью оросительных каналов. Древесной растительности нет. Максимальные абсолютные отметки 0 - 1 м. Сейсмичность района до 5 баллов по шкале Рихтера.

Климат района умеренно-континентальный, со среднегодовой температурой +11 - +12°С. Лето сравнительно сухое, жаркое, со среднемесячной температурой +25°С. Зимой среднемесячная температура -5°С, однако бывают морозы до -20°С. Безморозный период 195 дней. Среднегодовое количество осадков 550 - 600 мм, большая часть их выпадает в осенне-зимний период в виде дождя. Отопительный сезон около 6 месяцев.

Этнический состав населения в основном русские. Ведущими отраслями народного хозяйства являются: растениеводство, животноводство, птицеводство и рыболовство. Промышленность в районе работ практически отсутствует.

Основной вид связи - радиотелефон.

Водоснабжение буровой будет осуществляться из артезианской скважины, пробуренной на площадке этой скважины.

Сводная географо-экономическая характеристика района работ представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Сводная географо-экономическая характеристика района работ

Наименование данных	Характеристика
1	2
Площадь	Северо-Прибрежная
Административное положение край район	Краснодарский Славянский
Температура воздуха, градус: среднегодовая среднемесячная летняя среднемесячная зимняя наибольшая летняя наименьшая зимняя	+10,9 +25 -5 +43 -30
Максимальное количество осадков, мм Среднегодовое количество осадков, мм	650 550
Максимальная глубина промерзания грунта, м	0,5
Продолжительность отопительного периода, сутки	155
Продолжительность безморозного периода, сутки	195
Азимут преобладающего направления ветра, наибольшая скорость ветра, м/с	Северо-восточное, западное 34
Толщина почвенного слоя, м	0,50
Толщина снежного покрова, м	0,2
Рельеф местности	равнинный, затопляемый
Растительный покров	травянистый
Водоснабжение	артезианская скважина

1.2 Геологические условия бурения

Стратификация отложений Темрюкской синклинали базируется на схемах, разработанных А.К. Богдановичем и В.Н. Буряком.

Использовались данные микрофаунистических и литолого-петрографических анализов, межскважинной корреляции каротажных данных, сейсмофациальных исследований.

Расчленение миоцена проведено с использованием разрезов ключевых скважин: 2 Восточно-Черноерковской, 31 Фрунзенской, 1 Становой, 1 Краснооктябрьской, 90 Темрюкской, 2 Лиманной.

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Стратиграфический разрез скважины

Глубины залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Мощность, м	Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град	Коэффициент кавернозности в интервале
от (верх)	до (вниз)	название	индекс		угол	азимут
1	2	3	4	5	6	7	8
0	100	Антропоген + апшерон	Q4+апш	100	1-3	СЗ	1,1
100	620	Куяльник	N23 kl	520	1-3	СЗ	1,1
620	1020	Киммерий	N22 km	400	1-3	СЗ	1,1
1020	1660	Понт	N21 pt	640	1-3	СЗ	1,1
1660	1950	Меотис	N13 mt	290	3-10	СЗ	1,1
1950	2160	Верхний сармат	N13 srm3	210	3-10	СЗ	1,1
2160	2310	Средний сармат	N13 srm2	150	3-10	СЗ	1,1
2310	2490	Нижний сармат	N13 srm1	180	5-30	СЗ	1,1
2490	2798	Конка+караган	N12 kn+kr	308	5-30	СЗ	1,1
2798	3025	Чокрак	N12 tsch	227	5-30	СЗ	1,1

Литологическая характеристика разреза скважины представлена в таблице 1.3

Таблица 1.3 - Литологическая характеристика разреза скважины

Стратиграфическое подразделение	Интервал, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы
название	индекс	от (верх)	до (низ)	Краткое название	% в интервале
1	2	3	4	5	6	7
Антропоген+ апшерон	Q4+ апш	0	100	глины пески	60 40	Глины серые и серые с голубоватым и буроватым оттенками, бесструктурные, алевритистые, переходящие в пестроокрашенные глины, участками известковистые, с линзами и прослоями песчаников. Пески буровато-жёлтые и светло-серые, рыхлые, мелко и разнозернистые, в основном кварцевые
Куяльник	N23 kl	100	620	глины пески	60 40	Чередование пачек песчаников и пестроокрашенных глин, глины с тонкими прослоями алевролитов
Киммерий	N22 km	620	1020	глины пески	70 30	Глины тёмно-серые песчано-алевролитистые неизвестковистые с буровато-серыми прослоями алевролитов, песчаников и ракушечников
Киммерий	N22 km	620	1020	глины пески	70 30	Глины тёмно-серые песчано-алевролитистые неизвестковистые с буровато-серыми прослоями алевролитов, песчаников и ракушечников
Понт	N21 pt	1020	1660	глины пески	80 20	Глины серые, зеленовато-серые, алевритистые, известковистые слоистые, с пластами и пачками песков. Песчаники серые, темно-серые, рыхлые, мелко-, реже среднезернистые, известковистые, в основном кварцевые.
Меотис	N13 mt	1660	1950	глины песчаники алевриты пески	40 60	Глины серые, зеленовато-серые, алевритистые, слюдистые, известковистые с пластами и пачками песчаников. Песчаники, пески, алевриты, алевролиты светло-серые, слоистые, мелкозернистые, преимущественно неизвестковистые
Верхний сармат	N13 srm3	1950	2160	глины мергели известняки доломиты	70 30	Глины серые, темно-серые, плотные, слоистые, известковистые, с маломощными прослоями светло-серых мергелей, известняков и песчаников
Средний сармат	N13 srm2	2160	2310	глины мергели доломиты	90 10	Глины серые и тёмно-серые до черных, слоистые, песчанистые, карбонатные, с тонкими и редкими прослоями песчаников, алевролитов, мергелей и известняков. Мергели и известняки светло-серые с зеленоватым оттенком, плотные
Нижний сармат	N13 srm1	2310	2490	глины мергели доломиты песчаники	60 40	Глины серые и темно-серые до черных, песчано-слюдистые, известковистые, с прослоями песчаников серых, мелкозернистых, кварцевых, известковистых. Мергели и известняки светло-серые и желтоватые, глинистые
Конка+ караган	N12 kn+kr	2490	2798	глины известняки мергели песчаники алевролиты	70 20 10	Глины темно-серые до черных и с коричневым оттенком, слоистые, слабо алевритисто-слюдистые, известковистые, плотные. Известняки и мергели светло-серые и серые, реже жёлтые, глинистые, плотные. Мергели часто доломитизированные, плотные крепкие. Песчаники и алевролиты серые и зеленовато-серые, полимиктовые, мелкозернистые, известковистые, тонкослоистые.
Чокрак	N12 tsch	2798	3025	глины известняки мергели песчаники	70 20 10	Глины темно-серые до черных, иногда с коричневатым оттенком, алевритистослюдистые, крепкие, плотные, местами аргиллитоподобные. Известняки серые и темно-серые с зеленоватым оттенком, плотные крепкие. Мергели коричнево-серые, доломитизированные, крепкие. Песчаники серые, светло-серые с зеленоватым и буроватым оттенком, слоистые, от плотных до рыхлых.

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины приведены в таблице 1.4.

геофизический скважина бурение долото

Таблица 1.4 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, г/см3	Пористость, %	Глинистость, %	Карбонатность, %	Категория породы
	От (верх)	До (низ)
Q4+апш	0	100	глины пески	1,90-2,0 1,92-2,05	30 -	90 10	0-5 4	М М
N23 kl	100	620	глины песчаники	1,98-2,16 2,12-2,14	30 25-30	90 10	0 4	М М
N22 km	620	1020	глины песчаники алевролиты пески	1,98-2,15 2,12-2,14 2,10 2,08	- 25-30 25-30 30	80 20 10 10	0 4 4 2-4	М,С С - М
N21 pt	1020	1660	глины песчаники	1,98-2,16 2,12-2,16	- 25-30	90 10	0 4	М М
N13 mt	1660	1950	глины песчаники алевролиты пески	2,12-2,20 2,08-2,12 2,10 2,08	- 25-30 25-30 30	80 20 10 10	10 6 4 2-4	М,С С - М
N13 srm3	1950	2160	глины мергели известняки песчаники	2,18 2,18 2,20 2,18	- - - 20-25	90 50 40 10	10-12 50 50 6	М С - -
N13 srm2	2160	2310	глины мергели известняки	2,18-2,20 2,20-2,21 2,20-2,23	- - -	90 50 40	10-12 50 50	М СТ СТ
N13 srm1	2310	2490	глины песчаники мергели известняки	2,20-2,24 2,20-2,31 2,22-2,32 2,30	- 15-20 - -	80 15 50 50	8-10 8 50 50	С МС - -
N12 kn+kr	2490	2798	глины известняки мергели песчаники алевролиты	2,26-2,37 2,34 2,32 2,20-2,22 2,31	- - - 24 15-20	90 60 60 10 15	10-12 60 40 5 6	М - СТ Т -
N12 tsch	2798	3025	глины песчаники алевролиты известняки мергели	2,43 2,42 2,46 2,39-2,46 2,43	- 24-26 24 - -	90 10 20 50 40	10-12 10 10 60 40	М - С - М

1.3 Характеристика газонефтеводоносности по разрезу скважины

Северо-Прибрежная площадь расположена в Прибрежно-Морозовском нефтегазоносном районе Темрюкской синклинали. Этот нефтегазоносный район приурочен к одноименному конусу выноса, сформировавшемся в чокракское время на платформенном склоне.

Конус характеризуется лопастно-канальным строением песчано-глинистых пачек и песчаных резервуаров и поперечной относительно простирания палеосклона структурно-фациальной зональностью.

Залежи литологические, литолого-тектонические, реже структурно-литологические, а также комбинированные. Приурочены к высокорезервуарным пластам песчаников мелкозернистых, кварцевых, толщиной 2 - 10 м. Тип коллектора поровый. Размер залежей 0,5 - 1,5 х 1,2 - 4,0 км.

Залежи высокодебитные, первоначальные дебиты на штуцерах 4 - 5 мм составляли: нефти 50 - 170 т/сут., газа 50 - 120 тыс. м³/сут.

По физико-химическим свойствам нефти Прибрежно-Морозовского района очень похожи и по типу относятся к легким. Плотность нефти в поверхностных условиях составляет 0,781 - 0,786 г/см³, реже до 0,806 г/см³. Нефти парафинистые (4,31 - 8,21%), малосернистые (0,06 - 0,27%), малосмолистые (0,65 - 10%).

Нефтеносность площади представлена в таблице 1.5

Таблица 1.5 - Нефтеносность по разрезу скважины

Индекс подразделения	№ пласта, пачки	Интервал, м	Мощность, м	Тип коллектора	Ожидаемый дебит, м3/сут	Плотность после дегазации, кг/м3
		от	до
1	2	3	4	5	6	7	8
N12 tsch	VII	2950	2990	40	поровый	110	778

Газоносность отображена в таблице 1.6

Таблица 1.6 - Газоносность по разрезу скважины

Индекс подразделения	№ пласта, пачки	Интервал, м	Мощность, м	Тип коллектора	Ожидаемый дебит, тыс. м3/сут	Относительная плотность по воздуху
		от	до
1	2	3	4	5	6	7	8
N12 tsch	VII	2950	2990	40	поровый	32,4	0,733

Конденсатность по разрезу скважины отсутствует.

Давление и температура по разрезу скважины представлена в таблице 1.7

Таблица 1.7 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс подразделения	Интервал, м	Температура, єС	Давление на нижней глубине интервала, МПа	Градиенты давлений, МПа/100 м	Градиент геортемический, град/м
	от (верх)	до (низ)		пластовое	поровое	гидроразрыва	горное	пластового	порового	гтидроразрыва	горного
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Q4+ N23 kl	0	620	31	6,2	6,2	11,8	12,1	1,00	1,00	1,90	1,95	0,027
N22 km	620	1020	43	10,2	10,2	19,4	20,2	1,00	1,00	1,90	1,98	0,028
N21 pt	1020	1660	67	17,3	17,8	31,5	33,2	1,04	1,07	1,90	2,00	0,038
N13 mt	1660	1950	78	20,5	21,8	38,0	40,0	1,05	1,12	1,95	2,05	0,038
N13 srm3	1950	2160	87	23,1	25,5	43,2	46,4	1,07	1,18	2,00	2,15	0,045
N13 srm2	2160	2310	94	-	34,0	49,2	49,7	-	1,47	2,13	2,15	0,046
N13 srm1	2310	2490	103	-	41,1	55,8	56,0	-	1,65	2,24	2,25	0,046
N12 kn+kr	2490	2798	117	-	56,0	63,0	63,2	-	2,00	2,25	2,26	0,046
N12 tsch	2798	3025	126	61,4	62,0	68,1	68,4	2,03	2,05	2,25	2,26	0,042

1.4 Зоны возможных осложнений

В процессе бурения эксплуатационной скважины на Северо-Прибрежной площади возможны следующие виды осложнений:

- сальникоообразование;

- прихваты бурового инструмента;

- нефтегазоводопроявления.

Возможные осложнения и условия их возникновения представлены в таблице 1.8

Таблица 1.8 - Осложнения и условия их возникновения в процессе строительства скважины

Интервал залегания, м	Вид осложнения	Условия возникновения
от	до
0 1660 2160	1020 1950 2490	Сальникообразование	Загрязнённость ствола скважины выбуренной породой при его неудовлетворительной промывке, плохая очистка бурового раствора от выбуренной породы и шлама, длительное бурение в глинистых отложениях без периодического отрыва долота от забоя.
1950	2310	Осыпи и обвалы стенок скважины	Нарушение технологии бурения, отклонение параметров бурового раствора от проектных, несоблюдение скоростей СПО, несвоевременная реакция на признаки осложнений
1020 1660	1660 1950	Прихватоопасные зоны	Несоблюдение режима промывки, недостаточная очистка скважины от выбуренной породы. Несоблюдение параметров бурового раствора, отсутствие проработки ствола в интервалах его сужения, оставление бурового инструмента без движения. Установление плотности бурового раствора выше проектной.
2310	3025	Нефтегазопроявления	Несоблюдение параметров бурового раствора и скорости СПО. Возникновение депрессии на продуктивные пласты.

1.5 Геохимические исследования

В результате проведённых геохимических исследований в отложениях куяльника, киммерия, понта, меотиса, верхнего и среднего сармата фоновые значения газосодержания составили от 0 до 0,05% в газо-воздушной смеси, что свидетельствует об отсутствии промышленных скоплении УВ.

Кратковременные повышения газопоказаний при бурении и промывках до 0,5 - 1,4% в киммерийских-сарматских отложениях (состав газа С₁ = 98-99%, С₂ = 1-2%), возможно, связаны с перетоками УВ из чокракских отложений соседних скважин.

Исследования шлама песчаников и глин куяльника, киммерия и понта по методике ЛБА показали отсутствие признаков битуминозности. Породы меотиса, сармата, конки и карагана отмечены фоновыми значениями ЛБА 1 - 2 балла ЛБ (БГ) (<0,05%).

В отложениях нижнего сармата и конка-караганского яруса фоновые газопоказания составили 0,01 - 0,07 в газовоздушной смеси. При промывках наблюдалось увеличение значений газопоказаний до 0,9 - 1,5%, газ по составу к чокракскому.

В чокракских отложениях выделяются перспективные участки разреза, представленные песчаниками и алевролитами. Песчаники в интервалах 3017 - 3022 м. характеризуются по результатам геохимических исследований (диаграмм Пикслера, величине остаточного газосодержания F_Г, остаточного газонефтесодержания F_HГ и люминесцентно-битуминологической характеристике) как вероятно газонасыщенные.

При анализе газовых пачек в буровом растворе после простоев скважины (метод ГКПБ - газовый каротаж после бурения) отмечается повышенное газосодержание бурого раствора до 2 - 2,7 см³/л. Качественный состав газа здесь приближается к эталонному составу газа газовых и газоконденсатных залежей чокракских отложений. Прибрежного месторождения. Увеличение содержания тяжелых УВ в фактическом составе газа, вероятно, связано с наличием в разрезе нефтенасыщенных коллекторов.

Таблица 1.9 - Состав газа чокракского горизонта

	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	iС4Н10	С5Н12
Газ чокракского продуктивного горизонта Северо-Прибрежной площади (данные лаборатории Каневского ГПУ) Скв. 4 Песчаная, забой 3081	86,0 83,00	8,3 11,1	2,3 1,3	0,7 2,7	0,7 0	0,5 0

В результате комплексного анализа геохимических данных, механического каротажа выделены пласты коллекторы и определен характер их насыщения.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор и обоснование способа бурения

Принятие решения об использовании того или иного способа бурения - один из ответственных этапов при проектировании технологии бурения, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения: режимы бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и технологию крепления скважины.

Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при минимальных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов.

Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно обеспечивали бы следующее: качественное вскрытие продуктивного пласта; достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Окончательное решение по выбору способа бурения представляет собой сложную задачу. В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения следует использовать следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола скважины и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

Основываясь на опыте ранее пробуренных скважин на площади Северо-Прибрежная и во всём Краснодарском крае, для бурения скважины применяем роторный способ бурения, а в интервале набора и стабилизации зенитного угла будем использовать винтовой забойный двигатель.

Бурение роторным способом наиболее приемлемо в следующих условиях:

Бурение глубоких интервалов (более 4200 метров).

Когда оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35 - 150 об/мин.

Разбуривание мощных толщ горных пород, для которых целесообразно применять энергоемкие долота.

Бурение скважин в осложненных условиях, требующих применение буровых растворов плотностью более 1700 - 1800 кг/см³ .

Бурение скважин с промывкой аэрированной жидкостью с высокой, низкой степенью аэрации, продувкой забоя газом, с применением пены.

Бурение скважин в условиях высоких забойных температур, более 140 ⁰С.

Но также следует помнить, что бурение роторным способом при повышенных частотах вращения (200 об/мин и более) приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, а также к авариям.

2.2 Проектирование профиля и конструкции скважины

2.2.1 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

Профиль ствола скважины определяется для наклонно - направленных скважин.

Профиль наклонно направленной скважины должен обеспечивать:

-высокое качество скважины как объекта последующей эксплуатации;

-бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств;

-минимальные затраты на строительство скважины;

-безаварийное бурение и крепление;

-минимальные нагрузки на буровое оборудование при спуско-подъёмных операциях;

-свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств;

-надёжную работу внутрискважинного оборудования.

Профили скважины классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух-, трех-, четырех-, пяти- интервальные и более.

Для скважин со смещением забоя по вертикали до 300м. чаще принимают трёхинтервальные профили. Для строительства эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная также используется трёхинтервальный профиль.

Основным параметром, характеризующим профиль наклонной скважины является интенсивность углов искривления на участке набора кривизны и падения углов искривления на участке стабилизации.

Для реализации поставленных задач применим трёхинтервальный профиль скважины (рисунок 2.1).

При проведении расчетов пользуемся следующими условными обозначениями:

h - глубина скважины по вертикали, м;

S - общий отход скважины (смещение), м;

H - вертикальная проекция интервала, м;

l - длина интервала, м;

R - радиус кривизны интервала, м;

L - глубина скважины по стволу (L=l₁+l₂+l₃), м;

- зенитный угол скважины в конце интервала, град.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.1 - Трёхинтервальный профиль скважины

По интервалам работы погружных насосов интенсивность искривления ствола не должна превышать 3⁰ на 100метров длины ствола, в остальных случаях на интервалах допускается интенсивность искривления до 10⁰ на 50 метров, но не более 2⁰30'на 10 метров.

Для обсадной колонны диаметром 140 мм интенсивность искривления на участке набора кривизны не должна превышать 0,15⁰ на 1м проходки [1].

Ссылаясь на опыт проходки скважин на Северо-Прибрежном месторождении, принимаем интенсивность искривления равной 0,5є/10 м. Этому значению соответствует радиус искривления R₂ = 1146 м. В дальнейшем определяем H, пользуясь следующими данными:

- глубина скважины по вертикали h = 3025 м, Н₁ = 649 м.

- общий отход скважины S = 751 м.

Определятся промежуточный параметр Н по формуле 2.1:

Н = h - Н₁, (2.1)

Н = 3025 - 649 = 2376 м.

Зенитный угол в конце второго интервала по формуле 2.2. составит:

(2.2)

Расчет профиля ведется по следующим формулам:

l₂ = 0,01745 · R₂ · ₂ (2.3)

l₂ = 0,01745 · 1146 · 18,9 = 378 м.

Н₂ = R₂ · sin₂ (2.4)

Н₂ = 1146 sin18,9 = 371,2 м.

S₂ = R₂ · (1- cos₂) (2.5)

S₂ = 1146 · (1- cos18,9) = 64,6 м.

l₃ = (Н - Н₂ )/cos₂ (2.6)

l₃ = (2376 - 371,2)/cos18,9 = 2119,1 м.

Н₃ = h - Н₁ - Н₂ (2.7)

Н₃= 3025 - 649 - 371,2 = 2004,8 м.

S₃ = (Н - Н₂ ) · tg₂ (2.8)

S₃ = (2376 - 371,2) · tg18,9 = 686,4 м.

L = Н₁ + l₂ + l₃ (2.9)

L = 649 + 378 + 2119,1 = 3146,1 м

H = Н₁ + Н₂ + Н₃ (2.10)

H = 649 + 371,2 + 2004,8 = 3025 м.

S = S₂ + S₃ (2.11)

S = 64,6 + 686,4 = 751 м.

Все расчетные параметры заносятся в программу на проводку наклонно-направленной скважины, отображенной в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Программа на проводку наклонно-направленной скважины

Интервал по вертикали, м	Длина по вертикали, м	Зенитный угол, град	Горизонтальное отклонение, м	Длина интервала по стволу, м
от	до		в начале интервала	в конце интервала	за интервал	общее
0 649 1020,2	649 1020,2 3025	649 371,2 2004,8	0 0 18,9	0 18,9 18,9	0 64,6 686,4	0 64,6 751	649 378 2119,1

2.2.2 Выбор конструкции эксплуатационного забоя скважины

На выбор конструкции забоя влияет строение пласта, его фильтрационно-емкостные свойства, состав содержащихся в нём жидкостей и газов, количество продуктивных горизонтов и величина коэффициента аномальности пластовых давлений. Правильно выбранная конструкция забоя скважины в интервале продуктивного объекта должна сочетать элементы, обеспечивающие следующие требования:

- устойчивость ствола;

- разобщение напорных горизонтов;

- проведение технико-технологических воздействий на пласт;

- ремонтно-изоляционные работы;

- длительную эксплуатацию скважины с оптимальным дебитом.

Вскрытие продуктивного пласта представляет собой комплекс работ, связанный с его разбуриванием, обеспечением прочности и устойчивости призабойной части скважины, а также с сообщением эксплуатационной колонны с продуктивным пластом после крепления ствола. Устойчивость пород призабойной зоны можно рассчитать по формуле:

 (2.12)

где м - коэффициент Пуассона, м=0,30;

г_гп - удельный вес горной породы, г_гп = 2,1·10⁴ Н/м³;

H - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, Н = 2798 м;

P_пл - пластовое давление, P_пл = 61,4 МПа;

Р - давление столба жидкости на забой скважины в конце эксплуатации, Р = 18 МПа;

у_СЖ - предел прочности горных пород при одноосном сжатии, для глины у_СЖ = 32 МПа.

Тогда правая часть неравенства 2.12 равна:

Т.к. у_СЖ = 32<84,5, то условие 2.12 не выполняется.

Таким образом, расчётное значение устойчивости коллектора более, чем в два раза превышает предел прочности глины, что соответственно влияет на конструкцию эксплуатационного забоя.

Учитывая все перечисленные факторы, выбираем конструкцию «закрытого забоя».

При бурении данной скважины выбираем следующий способ вскрытия продуктивного пласта: продуктивный пласт пробуриваем до глубины на 50 метров ниже подошвы продуктивного горизонта, не перекрывая, предварительно, вышележащие породы. Затем спускаем обсадную колонну до забоя и цементируем.

Для сообщения обсадной колонны с продуктивным пластом производим перфорацию колонны и цементного кольца напротив продуктивных горизонтов (рисунок 2.2).

2.2.3 Обоснование конструкции скважины

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных по количеству и размеру обсадных колон, диаметры долот, которыми бурят под каждую колонну, а так же интервалы цементирования затрубного пространства.

Обоснование и проектирование конструкции скважины составляют один из основных разделов технического проекта на строительство скважины. От качества спроектированной конструкции скважины, ее соответствия геологическим условиям в значительной степени зависят надежность, технологичность, долговечность, производительность и стоимость строительства скважины.

При обосновании конструкции скважины учитываются следующие геологические и технико-экономические факторы:

-долговечность скважины;

-геологические условия проводки скважины;

-интервалы с несовместимыми условиями бурения;

-способ бурения;

-назначение скважины;

-достижение максимальной коммерческой скорости бурения;

-обеспечение минимального расхода материалов на 1м проходки;

-накопленный опыт бурения в аналогичных геолого-технических условиях;

-требования Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

-требования по охране недр и защите окружающей среды.

При проектировании конструкции скважины определяем необходимое количество обсадных колонн для крепления ствола скважины и глубины спуска каждой колонны; согласование диаметров обсадных колонн и долот.

Проектирование конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства скважин в данном районе.

При изучении геологического разреза в нем выделяем осложненные интервалы, которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений и давлений гидроразрыва невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.

Для разделения разреза на интервалы с несовместимыми условиями строим совмещенный график давлений на основании данных представленных в разделе 1 (рисунок 2.3). По графику определяется число и глубина спуска обсадных промежуточных колонн.

Глубина, м	Градиенты давлений пластового, порового и гидроразрыва, МПа/100 м	Конструкция скважины
	1,00 1,5 2,00 2,5	324 245 190 140
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
2600
2700

- градиент пластового давления;

- градиент порового давления;

- градиент давления гидроразрыва.

Рисунок 2.3 - График совмещённых давлений, конструкция скважин.

Давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл в интервале 0-1200 м на 10-15%, но не более 1,5 МПа; в интервале 1200-2500 м на 5-10%, но не более 2,5 МПа; в интервале 2500-3025 м на 4-7%, но не более 3,5 МПа согласно 2.7.3.3. [1].

Для предохранения устья скважины от размыва его промывочной жидкостью, на устье устанавливают обсадную трубу длиной 4 - 6 м, называемую направлением. В нашем случае длина направления будет достигать 30 м.

Конструкцией также предусматривается спуск резервного направления в случае промыва основного на глубину 60 м.

С целью изоляции и предохранения вод хозяйственно-питьевого назначения, перекрытия неустойчивых отложений и установки ПВО на устье, а также для подвески эксплуатационной колонны спускаем кондуктор на глубину 1020 м.

Для перекрытия неустойчивых отложений понта, меотиса; верхнего, среднего и большей части нижнего сармата, установки ПВО спускаем промежуточную колонну на глубину 2450 м.

Для предотвращения гидроразрыва пород при возникновении газоводонефтепроявления в процессе вскрытия напорных пластов спускаем потайную колонну на глубину 2740 м. Колонна заходит в промежуточную колонну на 250 м.

Для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза, опробования и дальнейшего извлечения газа на дневную поверхность спускаем эксплуатационную колонну на проектную глубину 3025 м.

2.2.4 Расчёт диаметров обсадных колонн и долот

После того, как было определено необходимое количество обсадных колонн, приступаем к согласованию диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр самой нижней колонны, в нашем случае эксплуатационной, который задается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита, условий опробования, эксплуатации и ремонта скважины. Ожидаемый дебит проектируемой скважины равен 100 т./сут. Исходя из рекомендаций заказчика, выбираем диаметр эксплуатационной колонны 140 мм.

При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632-80 на обсадные трубы и ГОСТ 20692-80 на шарошечные долота, а также сведениями о номенклатуре долот, выпускаемых отечественной промышленностью и зарубежными фирмами.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентированным радиальным зазором, который определен в 2.6.3. [10] в зависимости от диаметра обсадной колонны.

Исходные данные для расчёта:

Диаметр эксплуатационной колонны d_Э = 140 мм.

Условные обозначения, используемые в формулах:

D_д.р. - диаметр долота расчетный;

d_м - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны;

2д - разность диаметров;

D_д.н. - диаметр долота нормализованный;

d_вн - внутренний диаметр обсадной трубы;

d_н - наружный диаметр обсадной трубы;

Д - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается Д = 515 мм;

д_тр - толщина стенки трубы.

Рассчитываем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну по формуле

D_д.р.= d_м.э.+ 2 (2.13)

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 d_м.э. = 153,7 мм, 2д = 21 мм. согласно 2.6.3. [10].

Тогда D_д.р.= 153,7 + 21 = 174,7 мм.

Выбираем нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20692-80.

D_д.н.= 190,5 мм > 174,7 мм. Долотом этого диаметра придётся бурить глины чокракского горизонта, которые, по опыту ранее пробуренных скважин на этой площади, отмечены повышенным содержанием каверн. Применение растворов нейтральных к проходимым породам, увеличение плотности раствора, добавление смазывающих добавок имело побочные эффекты и не решало полностью всех проблем. Бурение долотом диаметром 190,5 мм приводило к неоднократным поглощениям бурового раствора, “недоходам” эксплуатационных колонн до проектной глубины, подъёмам колонн и т.п. Сравнивая технико-экономические показатели строительства предыдущих скважин, выбираем долото меньшего диаметра 165,1 мм с последующим расширением ствола скважины расширителем диаметром 138/190.

Рассчитаем внутренний диаметр потайной колонны по формуле:

d_п.к= D_д.н.+ 2? (2.14)

Тогда d_П.К. = 165,1+14=179,1 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 d_П.К. = 193,7 мм, наружный диаметр муфты d_м = 215,9 мм, согласно табл. 2.4 [2].

Расчетный диаметр долота для бурения под потайную колонну определяем по формуле 2.13:

D_д.р.= 215,9 + 21,8 = 237,7 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под потайную колонну по ГОСТ 20692-80:

D_д.н.= 244,5 мм > 237,7 мм.

Для улучшения технико-экономических показателей наиболее оптимальным решением будет бурение под потайную колонну долотом диаметром 215,9 мм с последующим расширением ствола скважины расширителем диаметром 215/245 мм.

Рассчитаем внутренний диаметр промежуточной колонны по формуле 2.14:

D_ПР.К. = 215,9 +14=229,9 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 d_ПР.К.=244,5 мм, наружный диаметр муфты d_М = 269,9 мм.

Расчётный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну определяем по формуле 2.13:

D_д.р.= 269,9 + 24 = 293,9 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под потайную колонну по ГОСТ 20692-80:

D_д.н.= 295,3 мм > 293,9 мм.

Рассчитаем внутренний диаметр кондуктора по формуле 2.14:

d_КОН. = 295,3 +14=309,3 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 d_КОН = 323,9 мм, наружный диаметр муфты d_М = 351,0 мм.

Тогда определим расчётный диаметр долота для бурения под кондуктор по формуле 2.13:

D_д.р.= 351,0 + 24 = 375,0 мм.

Согласно ГОСТ 20692-80 для бурения под кондуктор выбираем ближайший нормализованный диаметр долота 393,7 мм.

Рассчитаем внутренний диаметр направления по формуле 2.14:

d_НАП. = 393,7 +14=407,7 мм.

Исходя из ГОСТ 632-80 выбираем ближайший нормализованный диаметр направления d_НАП = 426,0 мм, наружный диаметр муфты d_М = 451,0 мм.

Тогда расчётный диаметр долота для бурения под направление согласно формуле 2.13:

D_д.р.= 451,0 + 24 = 475,0 мм.

Согласно ГОСТ 20692-80 для бурения под направление выбираем ближайший нормализованный диаметр долота 490 мм.

На основе полученных расчётов составляем таблицу.

Таблица 2.2 - Диаметры и глубины спуска обсадных колонн

Название колонны	Глубина спуска, м	Диаметр долота, мм	Диаметр обсадной колонны, мм
	от	до
Направление	0	30	490,0	426,0
Кондуктор	0	1020	393,7	323,9
Промежуточная	0	2450 (2539)	295,3	244,5
Потайная	2215(2290)	2740(2846)	215,9	193,7
Эксплуатационная	0 2215(2280)	2215(2280) 3025(3147)	165,1	139,7

В скобках приведены глубины по стволу скважины.

2.2.5 Обоснование высот подъёма тампонажных растворов

Цементированием называется процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов (тампонажной смесью), способной в покое загустевать и превращаться в прочный, практически непроницаемый камень.

Исходя из требований [1], кондуктор, промежуточная, потайная и эксплуатационная колонны цементируются по всей длине, причём потайная колонна цементируется на 250 метров выше башмака промежуточной колонны. Интервалы цементирования приведены в табл. 2.3

Таблица 2.3 - Интервалы цементирования обсадных колонн

Название колонны	Интервалы установки, м	Интервалы цементирования, м
	по вертикали	по стволу
	от	до	от	до	от	до
Кондуктор	0	1020	0	1027	0	1027
Промежуточная	0	2450	0	2539	0	2539
Потайная	2215	2740	2290	2846	2290	2846
Эксплуатационная	0 2215	2215 3025	0 2280	2280 3147	1904	3147

2.2.6 Разработка схем обвязки устья скважины

По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной, потайной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки.

Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:

Герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства.

Жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину.

Возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.

Восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации. Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления и диаметра обсадных колонн. В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую ГКК и муфтовую ГКМ. Наиболее универсальными являются клиновые головки.

В данном случае этим условиям удовлетворяет колонная головка ОКК2-70-140х245х324, так как в проектируемой скважине давление на устье скважины при опрессовке составляет 12,8 МПа (128 атм.), а обвязываемые обсадные колонны имеют диаметры 140 мм, 245 мм и 324 мм. Следовательно, для обвязки устья скважины принимаем колонную головку ОКК2-70-140х245х324 (ТУ 26-16-183-85).