Проектирование строительства эксплуатационной скважины на нефть на Приобском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

Выпускная квалификационная работа 298 с., 19 рисунков, 54 таблиц, 29 источников, 1 приложение.

Цель работы - проектирование строительства эксплуатационной скважины на нефть на Приобском месторождении.

В процессе работы был составлен проект на строительство эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2800 м на Приобском месторождении.

Разработаны мероприятия по организации строительства, охране труда и окружающей среды.

В работе рассмотрен вопрос о применении гель-раствора.

Дипломная работа выполнена с учетом современных достижений в области техники и технологии строительства нефтяных скважин.

Основной задачей дипломного проекта являются:

1. Описание географо - экономических особенностей района работ, геологических условий бурения на Приобском месторождении.

2. Расчет, обоснование проектирование горизонтальной скважины для конкретных геологических условий.

3. Описание и характеристика вспомогательных цехов и служб, разработка мероприятий по безопасному ведению работ в рабочей зоне. Экологические проблемы, а также вопросы пожарной безопасности.

4. Разработка вопросов по повышению ТЭП предприятия, расчет нормативных карт. Вопросы, связанные с акционированием нефтяной отрасли.

Выпускная квалификационная работа выполнена в текстовом редакторе Microsoft Word и представлена на диске (в конверте на обороте обложки).



ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

1.2 Горно-геологические условия

1.3. Ожидаемые осложнения и их характеристика

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор 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 Проектирование и обоснование конструкции скважины

2.2.4 Разработка схем обвязки устья скважины

2.3 Проектирование процесса углубления скважин

2.3.1 Выбор буровых долот

2.3.2 Расчёт осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород

2.3.3 Расчет частоты вращения долота

2.3.4 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

2.3.5 Выбор компоновки и расчёт бурильной колонны

2.3.6 Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости

2.3.7 Расчёт необходимого расхода бурового раствора

2.3.8.Выбор гидравлической программы промывки скважины

2.3.9 Обоснование критериев рациональной отработки долот

2.3.10 Технология бурения на участках направленного изменения кривизны скважины и при вскрытии продуктивного пласта

2.4 Технические средства и режимы бурения при отборе керна

2.5 Проектирование процессов заканчивания скважины

2.5.1 Расчёт обсадных колонн

2.5.2 Выбор режима спуска обсадных колонн

2.5.3 Выбор способа цементирования обсадных колонн

2.5.4 Выбор состава тампонажной смеси

2.5.5 Расчёт параметров и технология цементирования

2.6 Проектирование процессов испытания и освоения скважины в процессе бурения

2.6.1 Вторичное вскрытие пласта

2.6.2 Вызов притока

2.7 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

2.8 Выбор буровой установки

2.9 Проектирование бурового технологического комплекса

3. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ЦЕХИ И СЛУЖБЫ

3.1 Ремонтная база

3.2 Энергетическая база и энергоснабжение

3.3.Водные ресурсы и водоснабжение

3.4 Цех по приготовлению и очистке буровых растворов

3.5 Транспорт

3.6 Связь и диспетчерская служба

4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

4.1 Безопасность в рабочей зоне

4.2 Чрезвычайные ситуации

5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Фон загрязнения объектов природной среды

5.2 Объемы отходов бурения

5.3 Система сбора и хранения отходов бурения

5.4 Методы и системы очистки, обезвреживания и утилизации отходов бурения

5.5 Места вывоза и захоронения отходов бурения

5.6 Сроки и методы рекультивации земель

5.7 Организационные мероприятия по предупреждению загрязнения объектов природной среды

5.8 Охрана почв и водных объектов при подготовительных, строительно-монтажных работах и в процессе бурения скважин

5.9 Материалы и технические средства, используемые для очистки и утилизации буровых сточных вод

5.10 Материалы и технические средства, используемые при вывозе, утилизации и обезвреживании отработанного бурового раствора и бурового шлама

5.11 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

5.12 Ликвидация и консервация скважин

5.13 Контроль за состоянием и охраной окружающей природной среды

5.14 Охрана недр при строительстве скважин

6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1. Структура и организационные формы работы бурового предприятия ЗАО «Сибирская Сервисная компания»

6.2 Расчёт нормативной продолжительности сооружения скважины

6.3 Разработка календарного план-графика строительства скважины

6.4 Расчёт сметной стоимости сооружения скважины

6.5 План организационно-технических мероприятий по повышению технико-экономических показателей

7. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А



ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ имеют особое значение в развитии народного хозяйства и наряду с продуктами их переработки являются не только высококалорийным топливом, но и ценнейшим сырьём для химической промышленности.

Единственным действенным средством поисков, разведки и эксплуатации месторождений нефти и газа служит глубокое бурение. Принципиальное отличие глубокого бурения на нефть и газ от других видов бурения, и в первую очередь от геологоразведочного на твёрдые полезные ископаемые, можно видеть не только в глубине, но и в целом ряде особенностей технологического процесса сооружения скважин. Справедливо отмечают, что бурение нефтяных и газовых скважин - это строительство сложного капитального инженерно-технического сооружения в земной коре. Совершенствование техники и технологии глубокого бурения, существенное повышение производительности буровых долот и снижение их себестоимости - серьёзная народнохозяйственная задача. К её решению привлечены крупные научно-исследовательские учреждения страны, а также научные кадры ведущих вузов страны. В научно-исследовательских лабораториях и на производстве изыскиваются наиболее совершенные способы проводки скважин в различных условиях. Для успешного осуществления этих планов необходимо, чтобы инженеры-буровики могли не только хорошо разбираться в теоретических аспектах глубокого бурения, но и уверенно проводить инженерные расчёты, связанные с технологией бурения.

Данная выпускная квалификационная работа представляет собой проект на строительство эксплуатационной скважины на нефть. Проект включает в себя решения во всех основных сферах проектирования: технологической, обслуживающей, безопасности труда, охраны окружающей среды и экономической. В специальной части работы рассматривается вопрос о применении гель-раствора.

1. ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

Приобское месторождение располагается в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области на расстоянии 65 км от Ханты-Мансийска и в 200 км от Нефтеюганска.

Завод по переработке буровых шламов на правом берегу Приобского месторождения выпускает силикатный кирпич, который используется в качестве строительного материала для строительства дорог, кустовых оснований и т.д.

На месторождении построен современный вахтовый посёлок на 600 мест "Меркур". Здесь созданы все условия для проживания нефтяников и работников смежных и подрядных организаций.

Приобское месторождение разрабатывается относительно недавно с 1982 года. Месторождение характеризуется как многопластовое, низкопродуктивное. 60% территории Приобского месторождения расположены в затопляемой части поймы реки Оби, при строительстве кустовых площадок, напорных нефтепроводов и подводных переходов применяются экологически -- безопасные технологии. Только в последние годы, методом наклонно-направленного бурения, здесь выполнено 29 подводных переходов, в том числе построено 19 новых и реконструировано 10 старых.

Обзорная карта района работ представлена на рис. 1.1.



Рис. 1 - Обзорная карта района работ

1.2 Горно-геологические условия

Стратиграфический разрез скважины представлен в табл. 1.1.

Таблица 1.1 - Стратиграфический разрез скважины

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Коэффициент кавернозности
От (кровля)	До (подошва)	название	индекс
1	2	3	4	8
0	40	четвертичные отл.	Q	1,3
40	90	туртасская свита	P2/3	1,3
90	195	новомихайловская свита	P2/3	1,3
195	255	атлымская свита	P1/3	1,3
255	470	тавдинская свита	P1/3 -P3/2	1,3
470	690	люлинворская свита	P3/2-P1/2	1,3
690	820	талицкая свита	P1	1,25
820	990	ганькинская свита	K2	1,25
990	1100	берёзовская свита	K2	1,25
1100	1130	кузнецовская свита	K2	1,25
1130	1550	уватская свита	K2	1,25
1550	1740	ханты-мансийская свита	K1	1,25
1740	2015	викуловская свита	K1	1,25
2015	2200	алымская свита	К1	1,25
2200	2800	сангопайская свита	К1	1,25

Стратиграфический разрез Приобского месторождения является типичным для условий Западной Сибири.

Литологическая характеристика разреза скважины представлена в табл. 1.2.

Таблица 1.2 - Литологическая характеристика разреза скважин

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
	от (верх)	до (низ)	краткое название	% в интервале
1	2	3	4	5	6
Q	0	30	Глины Суглинки Пески Торфяники	40 40 10 10	Пески желтовато-серые, разнозернистые, хорошо отсортированные, суглинки и глины желтовато-коричневато-серые и торфяники.
Pg3 nk	30	250	Глины	100	Отложения сложены глинами голубовато- и оливково-зелеными, жирными, пластинчатыми, обычно тонкослоистыми, иногда листоватыми, с включениями крупных сростков марказита и сидерита.
Pg2-3 cg	250	370	Глины Алевролиты Пески	80 10 10	Представлены опоковидными глинами от светло-серых до оливково-зеленых, включаюшими иногда маломощные прослои алевролитов и песков зеленовато-серых, плотных опок.
Pg2 ll	370	540	Глины Алевролиты Пески	80 10 10	Представлены опоковидными глинами от светло-серых до оливково-зеленых, включаюшими иногда маломощные прослои алевролитов и песков зеленовато-серых, плотных опок.
Pg3 tl	540	590	Глины Алевролиты Пески	80 10 10	Представлены опоковидными глинами от светло-серых до оливково-зеленых, включаюшими иногда маломощные прослои алевролитов и песков зеленовато-серых, плотных опок.
K2 gn	590	730	Глины	100	Представлена глинами серого, темно-серого цвета, плотными алевролитистыми, слюдистыми, участками известковистыми.
K2 ip	730	790	Глины	100	Отложения сложены глинами серыми, зеленовато-серыми плотными, опоковидными.
K2 kz	790	850	Глины Аргиллиты	80 20	Представлена пластичными морскими глинами со следами скольжения и аргиллитами серого и зеленовато-серого цвета.
K1-2 pk	850	1620	Песчаники Алевролиты Глины	60 20 20	Сложена комплексом с неравномерным чередованием глин, алевролитов и песчаников. Глины темно-серые алевритистые, плотные, с неясно выраженной слоистостью и включениями растительного детрита. Алевролиты серые, темно-серые, часто песчанистые. Песчаники мелко- и среднезернистые, глинистые.
K1 al	1620	1670	Песчаники Глины	50 50	Низы свиты сложены песчаниками. Песчаные отложения перекрыты аргиллитоподобными мелководно-морскими глинами кошайской пачки.
K1 kls	1670	2040	Глины Алевролиты Песчаники	60 20 20	Отложения представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глинистых пластов. Песчаники зеленовато- и голубовато-серые, мелкозернистые, массивные и слоистые, известковистые. Алевролиты буровато-серые, песчанистые, слоистые. Глинистые разности по разрезу преобладают.
K2 tr	2040	2170	Песчаники Аргиллиты Алевролиты	70 15 15	Представлена песчаными отложениями с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов. Песчаники светло-серые, серые, разнозернистые, слоистые с маломощными прослоями аргиллитов.
K1 klm	2170	2485	Песчаники Аргиллиты Алевролиты	50 30 20	Свита сложена темно-серыми и серыми аргиллитами, плотными, с большим количеством растительного детрита и тонкими пропластками известковых алевролитов. В верхней части свиты выделяются мощные песчаные пласты серии Б. Песчаные пласты в низах свиты выделяются в ачимовскую пачку (Б16-Б20). представленную светло-серыми, мелкозернистыми, плотными песчаниками.
J3 bg - J3 gr	2485	2500	Аргиллиты	100	Сложена плитчатыми битуминозными аргиллитами темно-серого (до черного) цвета с остатками пелиципод, белемнитов и фрагментов скелетных остатков рыб.
J2-3 vs	2700	2770	Глины Песчаники Алевролиты Аргиллиты Угли	40 30 20 5 5	Подразделяется на две подсвиты: нижнюю-преимущественно глинистую и верхнюю-глинисто-алевролито-песчанистую. В нижней подсвите развиты серые и темно-серые аргиллиты с обилием обугленного растительного детрита. В верхней части песчаники обычно серые, мелко- и тонкозернистые, различной степени сцементированности: от рыхлых до крепко- сцементированных, нередко с тонкими прослоями алевролита и аргиллита.
J3-2 tm	2770	2800	Песчаники Аргиллиты Алевролиты Угли	40 30 20 10	Литологически представленных чередованием темно-серых, углистых аргиллитов, светло-серых песчаников и алевролитов. Для разреза характерны повышенная углистость и сидеритизации пород, встречаются прослои углей.

Литологическая характеристика разреза скважины представлена, в основном, глинами, алевролитами, песчаниками.

Основные физико-механические свойства пород представлены в табл. 1.3.

Таблица 1.3 - Физико-механические свойства пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность г/см3	Пористость, %	Проницаемость, мдарси	Глинистость, %	Карбонатность, %	Твердость кгс/мм2	Расслоеность породы	Абразивность	Категория породы промысловой классификации (мягкая, средняя и т.п.)
	От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Q	0	30	Глины Суглинки Пески Торфяники	2.1 2.0 1.9 2.0	30 25-30 25-30 20	0 0 2500 0	95 90 10 40	0 0 0 0	10 10 0 15	2 2 1 3	4 4 10 10	Мягкая Мягкая Мягкая Мягкая
Pg3 nk	30	250	Глины	2.1	30	0	95	0	10	2	4	Мягкая
Pg2-3 cg	250	370	Пески Алевролиты Глины	2.1 2.2 2.1	25 20 30	2000 1000 0	10 40 100	0 0 0	- 10 10	2 2 2	10 6 4	Мягкая Мягкая Мягкая
Pg2 ll	370	540	Алевролиты Пески Глины	2.2 2.1 2.1	20 15 30	50 50 0	25 25 100	0 0 0	- - 10	2 2 2	10 10 4	Мягкая Мягкая Мягкая
Pg3 tl	540	590	Пески Алевролиты Глины	2.1 2.1 2.2	15 25 30	50 10 0	25 50 100	0 0 0	- 10 10	2 2 3	10 6 4	Мягкая Мягкая Мягкая
K2 gn	590	730	Глины	2.2	25	0	100	5	10	3	4	Мягкая
K2 ip	730	790	Глины	2.3	20	0	95	0	15	3	4	Мягкая
K2 kz	790	850	Глины Аргиллиты	2.3 2.4	20 5	0 0	100 20	2 5	15 20	3 2	4 4	Мягкая Средняя
K1-2 pk	850	1620	Алевролиты Песчаники Глины	2.3 2.1 2.3	15 22 10	50 50-300 0	20 20 100	0 3 0	20 30 15	2 2 1	6 10 3	Средняя Средняя Средняя
K1 al	1620	1670	Песчаники Глины	2.2 2.4	22 16	20-50 0	5 95	5 2	30 25	2 3	10 4	Средняя Мягкая
K1 kls	1670	2040	Алевролиты Песчаники Глины	2.3 2.2 2.4	10 20 20	10 10 0	20 15 95	5 5 10	20 35 30	1 3 3	6 10 4	Средняя Средняя Средняя
K2 tr	2040	2170	Аргиллиты Алевролиты Песчаники	2.4 2.4 2.3	5 15 19	0 10 20-50	95 5 20	5 5 5	50 30 40	2 2 3	4 6 10	Средняя Средняя Средняя
K1 klm	2170	2485	Аргиллиты Песчаники Алевролиты	2.4 2.3 2.3	5 15 10	0 10-250 0	95 20 25	5 5 5	80 50 40	3 3 3	4 10 6	Средняя Средняя Средняя
J3 bg - J3 gr	2480	2500	Аргиллиты	2.4	5	0	95	5	120	3	6	Средняя
J2-3 vs	2700	2770	Угли Глины Алевролиты Песчаники Аргиллиты	1.2 2.3 2.3 2.3 2.4	0 5 10 15 5	0 0 5 5-100 9	0 100 25 20 95	0 5 5 5 10	25 75 100 80 120	4 1 3 3 1	5 4 6 10 6	Средняя Средняя Средняя Средняя Средняя
J3-2 tm	2770	2800	Аргиллиты Песчаники Алевролиты Угли	2.4 2.3 2.4 -	5 20 15 5	0 20 10 0	95 2 3 0	10 0 5 0	120 100 100 35	1 2 2 4	6 10 6 -	Средняя Средняя Средняя Средняя

Градиенты давлений и температура по разрезу скважин представлены в табл. 1.4.

Таблица 1.4 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал, м	Градиент	Температура, оС
		Пластового давления	Порового давления	Гидроразрыва пород	Горного давления
	от (верх)	до (низ)	Величина, МПа/100 м	Величина, МПа/100 м	Величина, МПа/100 м	Величина, МПа/100 м
Q-P3/2	0	370	Рпл - гидростатич.	1,00	2,00	2,20	24,84
P2/2 -K2	370	790	1,00	1,00	2,00	2,20	39,96
К2-К1	850	1620	1,00	1,00	1,70	2,20	72,54
К1	1670	2040	1,00	1,00	1,65	2,20	86,40
К1(АС10)	2040	2170	0,99	0,99	1,62	2,30	88,20
К1(АС11)	2170	2485	0,99	0,99	1,60	2,30	90,36
J3-2 vs	2485	2800	0,99	0,99	1,60	2,30	97,20

По данной таблице можно сделать следующий вывод: аномально высоких пластовых давлений нет, максимальная забойная температура 97,2 0С.

Нефтеносность Приобского месторождения представлена в табл. 1.5.



Таблица 1.5 - Нефтеносность

Интервалы залегания, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Свободный дебит, м3/сут	Газовый фактор, м3/т
от	до
2700	2735	поровый	0,73	120	59

1.3 Ожидаемые осложнения и их характеристика

Характеризуя горно-геологические условия бурения проектируемой скважины на Приобском месторождении, нужно указать, что на интервале от 0 до 2800 метров возможны поглощения бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, прихваты бурильного инструмента. Многолетние мерзлые породы в разрезе скважины отсутствуют, а также не наблюдаются текучие породы. Прочих осложнений нет, кроме тех, что перечислены выше.

Характеристика поглощающих горизонтов представлена в табл. 1.6.

Таблица 1.6 - Характеристика поглощающих горизонтов

Индекс страти-рафического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения м3/час	Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения, кгс/см2 на м	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)				при вскрытии	после изоляци-онных работ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Q - Pg3 nk	0	250	1	10	нет	0,15	0,2	Увеличение плотности промывочной жидкости против проектной, репрессия на пласт более 20% гидро-статического давления
K1-2 pk	850	1620	1	20	нет	0,15	0,2
K1 al	1640	1670	1	30	нет	0,12	0,18
K2 tr	2040	2170	1	30	нет	0,12	0,17
J2-3 vs	2700	2770	1	30	нет	0,12	0,16

Характеристика зон осыпей и обвалов представлена в табл. 1.7.

Таблица 1.7 - Осыпи и обвалы

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Буровые растворы применявшиеся ранее	Время для начала осложнения сут.	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
	От (верх)	До (низ)	Тип раствора	Плотность, к г/м3	Дополни-тельные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород
1	2	3	4	5	6	7	8
Q - K2 kz	0	850	Глинистый	<1160	Ф>10 см3 за 30 мин	3.0	Соблюдение технологической скорости бурения, проработка ствола скважины, увеличение плотности и снижение водоотдачи промывочной жидкости.
K1 al	1620	1640	Глинистый	<1100 - в интервале под эксплуатацион-ную колонну	Ф>10 см3 за 30 мин	2.5
K1 kls+tr	1670	2170	Глинистый	<1100 - в интервале под эксплуатацион-ную колонну	Ф>10 см3 за 30 мин	2.5

Нефтегазоводопроявления представлены в табл. 1.8.

Таблица 1.8 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)	Длина столба газа при ликвидации газопро-явления, м	Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, г/см3	Условия возникновения	Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т.п.)
	от (верх)	до (низ)			внутреннего	наружного
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Q - Pg3	0	250	вода	-	1.00	1.00	Снижение противодавления на пласт ниже гидростатического	Увеличение водоотдачи, перелив бурового раствора
K1-2 pk	850	1620	вода	-	1.01	1.01	-//-	-//-
K1 al	1640	1670	вода	-	1.01	1.01	-//-	-//-
K2 tr	2040	2170	вода	-	1.01	1.01	-//-	-//-
K1 klm	2170	2685	вода	-	1.01	1.01	-//-	-//-
J2-3 vs	2700	2735	нефть	-	0.730	0.730	Несоблюдение параметров бурового раствора	Перелив бурового раствора, пленка нефти
	2735	2800	вода		1.02	1.02	Снижение противодавления на пласт ниже гидростатического	Увеличение водоотдачи, перелив бурового раствора. Полное поглощение.

Прихватоопасные зоны представлены в табл. 1.9.

Таблица 1.9 - Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальнико-образования и пр.)	Раствор, при применении которого произошел прихват	Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет)	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)		тип	плотность, кг/м3	показатель фильтрации, см3 30 мин	смазываю-щие добавки (название)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Q - Pg2-3 cg	0	370	От перепада давления, от обвала неустойчивых пород	глинистый	<1160	>10	нет	да	Несоблюдение проектных параметров бурового раствора, режима промывки, недостаточная очистка забоя от выбуренной породы.
Pg2 ll - K2 ip	370	790	От обвала неустойчивых пород	глинистый	<1160	>10	нет	да	Несоблюдение проектных параметров бурового раствора, режима промывки, недостаточная очистка забоя от выбуренной породы.
K1-2 pk	850	1620	От перепада давления	глинистый	>1150	>10	нет	да	Оставление бурового инструмента без движения. Увеличение плотности бурового раствора выше проектной.
K1 kls	1670	2040	От заклинки и сальникообразования, разбухания гланистых пород, от перепада давления	глинистый	>1150	>10	нет	да	Оставление бурового инструмента без движения. Увеличение плотности бурового раствора выше проектной.

Осложнения, описанные в табл. 1.6., 1.7., 1.8. и 1.9., являются типичными для данного разреза. Для их ликвидации требуется большое количество времени и значительные материальные затраты. Поэтому нужно соблюдать мероприятия по предупреждению осложнений и вовремя реагировать на изменение поведения скважины.

Для предотвращения возникновения осложнений во время спуска обсадной колонны и кондуктора необходимо:

- перед началом спуска довести параметры бурового раствора до заложенных в проекте величин, для чего произвести не менее одного цикла промывки;

- соблюдать установленную скорость спуска колонн;

- постоянно следить за уровнем бурового раствора в скважине;

- доливать скважину по мере необходимости;

- минимизировать время работ по обсадке скважины, для чего все подготовительные и вспомогательные работы произвести до начала спуска колон.



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор способа бурения

Целесообразность применения того или иного способа бурения определяется геолого-техническими условиями. Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки скважины с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчётов.

Выбор способа бурения определяет многие технические решения - режимы бурения, бурильный инструмент, гидравлическую программу, тип буровой установки и, как следствие, технологию крепления скважины.

В Российской Федерации наиболее распространены вращательные способы бурения, а именно:

роторный;

бурение гидравлическими забойными двигателями;

бурение электробурами.

Каждый способ бурения в определенных горно-геологических, технико-экономических и материально-технических условиях имеет свои преимущества.

Бурение роторным способом имеет преимущества [1]:

При бурении глубоких интервалов (более 3500 метров).

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

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

При бурении скважин в осложненных условиях, требующих применения буровых растворов плотностью более 1700 кг/м3 , большой вязкости и СНС.

При бурении скважин с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации.

При бурении скважин в условиях высоких забойных температур (более 1500 С).

При бурении вертикальных скважин.

Бурение скважин с помощью гидравлических забойных двигателей имеет преимущества [1]:

При бурении наклонно-направленных и вертикальных скважин глубиной до 3500 метров.

При использовании буровых растворов плотностью менее 1700 кг/м3.

При бурение скважин в условиях низких забойных температур (менее 1400 С).

Из опыта работ по строительству скважин в районах Поволжья, Приуралья и Западной Сибири показывает, что породы средней и малой твердости успешно разбуриваются шарошечными долотами при высоких частотах вращения 400 - 600 об/мин [5].

Бурение роторным способом в этих условиях при повышенных частотах вращения (150 - 200 об/мин) приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, а также к авариям. Для роторного бурения требуются бурильные трубы повышенной прочности и сбалансированный тяжелый низ бурильной колонны [1].

Исходя из геолого-технологических условий бурения и экономического обоснования, выбирается бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Это позволит добиться простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым исключается возможность нежелательных осыпей, обвалов стенок скважины, так как бурение в данных геологических условиях идёт по неустойчивым горным породам.



2.2 Проектирование профиля и конструкции скважины

2.2.1 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

Проектирование профилей наклонно направленных скважин заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом [24].

Профиль наклонно направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении.

Основными параметрами, характеризующими профиль наклонной скважины, являются интенсивность углов искривления на участке набора кривизны и падения углов искривления на участке стабилизации. Для обеспечения успешной проводки скважины радиусы ствола скважины должны обеспечить:

возможность спуска приборов;

нормальное прохождение КБТ и обсадных колонн;

нормальную эксплуатацию обсадных колонн и глубинного насосного 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 и более интервальные. Кроме того, профили подразделяются на плоские - расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию. В данном разделе рассматриваются только плоские профили [24].

В данном случае применяется пятиинтервальный профиль скважины (рис. 2.2). Данный тип профиля скважины включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации зенитного угла, участок падения зенитного угла до 00 или близких к нему значений и второй вертикальный участок. Выбор данного типа профиля обусловлен тем, что при эксплуатации скважины возможна установка насосного оборудования в зоне продуктивного горизонта. Помимо этого, данный тип профиля является наиболее распространенным на Приобском месторождении и позволяет реализовать комплекс поставленных задач.

При проведении расчетов используем следующие условные обозначения:

h - глубина скважины по вертикали, м;

S - общий отход скважины (смещение), м;

Hn - вертикальная проекция n-го интервала, м;

Sn - горизонтальная проекция n-го интервала, м;

ln - длина n-го интервала, м;

Rn - радиус кривизны n-го интервала, м;

L - глубина скважины по стволу, м;

n - зенитный угол скважины в конце n-го интервала, град.

Рис. 2.1 - Пятиинтервальный профиль



При расчете пятиинтервального профиля скважины используем следующие проектные данные: глубина скважины по вертикали h=2800 м; общий отход скважины S=1000 м; радиус кривизны 4-го интервала R4=750 м; длина пятого вертикального участка H5=350 м.

Далее определяются промежуточные параметры R0 и Н по формулам

R0= R2+ R4 м; (2.1)

R0=500+750=1250 м;

Н= h-Н1-Н5 м; (2.2)

Н= 2800-150-350=2300 м.

Зенитный угол в конце второго интервала по формуле (2.3) составит

2=arcsin(R0 · H-(R0-S) (H2-S· (2·R0-S)2)0,5/( H2+ R02- S · (2 ·R0-S))); (2.3)

2=arcsin(1250· 2300-(1250-1000) (23002-1000· (2·1250-1000)2)0,5/(23002+ 12502- 1000 · (2 ·1250-1000)))=26,5 град

Расчет профиля на втором интервале ведется по следующим формулам

l2 =0,01745· R2 2 м; (2.4)

l2 =0,01745· 500 ·26,5 =231,3 м;

Н2= R2 ·sin2 м; (2.5)

Н2= 500 sin26,5=223,1 м;



S2= R2 · (1-cos 2) м; (2.6)

S2= 500 · (1-cos 26,5)=52,6 м.

Остальные параметры определяются по следующим формулам

Н3= h- Н1- Н5-( R2+ R4) · sin2 м; (2.7)

Н3= 2800-150-350-(500+750) · sin26,5=1742,3 м

l3= Н3/cos 2 м; (2.8)

l3= 1742,3/cos26,5=1946,8 м;

S3= Н3 · tg 2 м; (2.9)

S3= 1742,3 · tg26,5=868,6 м;

l4 =0,01745· R4 ·2 м; (2.10)

l4 =0,01745· 750 ·26,5=346,9 м;

S4= R4 · (1-cos 2) м; (2.11)

S4= 750 · (1-cos 26,5)=78,8 м;

Н4= R4 ·sin2 м; (2.12)

Н4= 750 ·sin26,5=334,6 м;



L= Н1+ l2+ l3+ l4+ Н5 м; (2.13)

L= 150+231,3+1946,8+346,9+350=3025 м

h= Н1+ Н2+ Н3+ Н4+ Н5 м; (2.14)

h= 150+223,1+1742,1+334,6+350=2800 м

S= S2+ S3+ S4 м; (2.15)

S= 52,5+868,6+78,9=1000 м.

Все расчетные параметры заносятся в программу на проводку наклонно-направленной скважины, приведенную в табл. 2.1.

Таблица 2.1 - Программа на проводку наклонно-направленной скважины

Интервал, м	Зенитный угол, град	Отклонение, м	Удлинение ствола, м	Глубина по стволу, м
от	до	длина	нач.	конеч.	на интервал	всего	на интервал	всего
0 150 373 2115 2450	150 373 2115 2450 2800	150 223 1742 335 350	0 0 26,5 26,5 0	0 26,5 26,5 0 0	0 52,6 868,6 78,8 0	0 52,6 921,2 1000 1000	0 8 205 12 0	0 8 213 225 225	150 381 2328 2675 3025

При проведении скважины интенсивность пространственного искривления не должна превышать 1,5 град/10 метров.

2.2.2 Выбор конструкции эксплуатационного забоя скважины

Под конструкцией забоя подразумевают соотношение элементов системы скважина-крепь в интервале продуктивного объекта, которые обеспечивают устойчивость ствола, разобщение напорных пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также продолжительную эксплуатацию скважин с оптимальным дебитом.

Ниже дано описание продуктивных пластов Приобского месторождения.

Многопластовая залежь.

По литологической характеристике разреза скважины пласты являются литологически неоднородными, так как идет переслаивание углей, глин, песчаников, алевролитов и аргиллитов.

По проницаемости пласты являются однородными (проницаемость песчаников в интервале продуктивного пласта равна 0,5 мкм2, которая не выходит за пределы одного из классов 0,5-0,1). Пласт считается высокопроницаемым.

По типу флюида пласты являются однородными.

По величине градиента Pпл пласты является однородными, так как в пределах интервала продуктивных пластов градиент равен 0,099 МПа. Данный пласт с низким пластовым давлением.

Следовательно, пласт необходимо считать неоднородным.

К устойчивым коллекторам относят коллекторы, породы которых при проектных депрессиях в процессе освоения и эксплуатации скважины сохраняют устойчивость и не разрушаются под воздействием фильтрационных и геостатических нагрузок.

К непрочным, слабосцементированным коллекторам относят поровые коллекторы, состоящие из низкопрочных песчаников, продукты разрушения которых при эксплуатации скважин выносятся на поверхность вместе с флюидом.

Данный коллектор является неустойчивым, так как прочность песчаников меньше величины радиальных геостатических и фильтрационных нагрузок. Действительно, коллектор считается прочным, если выполняется условие [12]:

усж ? 2[K(Ргорн-Рпл)+(Pпл-Рз)] (2.16)

где правая часть неравенства суммарная фильтрационная и геостатическая нагрузка; усж- граница прочности пород продуктивного пласта при одноосевом сжатии, МПа;

Правая часть неравенства - радиальная нагрузка, действующая на породы коллектора, МПа;

К- коэффициент бокового распора,

К= м/(1- м) (2.17)

м - коэффициент Пуассона;

Рпл - пластовое давление, МПа;

Рз - минимальное давление столба жидкости на забое скважины, МПа;

Ргорн =У ?Pгор i hi (2.18)

?Pгор i - градиент горного давление i-го пласта, Па/м;

hi - толщина i-го пласта, м.

Расчетное значение радиальной нагрузки сравнить с табличными значениями усж. усж для песчаника 30 МПа [12]. Значения коэффициента Пуассона для различных пород приведены в нижеследующей таблице.

Для песчаников м=0,3;

К=0,3/(1-0,3)=0,43.

Рассчитывается горное давление с помощью градиентов горного давления и интервалов их действия:

Pгорн=0,022*2040+760*0,023=44,88+17,48=61,44 МПа.

Рассчитывается пластовое давление с помощью градиента пластового давления и интервала его действия:

Pпл=0,0099*2800=27,72 МПа.

Рассчитывается забойное давление с помощью значения динамического уровня в конце эксплуатации:

PЗ=2800/3*730*9,81=6,6 МПа.

Проверяется неравенство:

усж ? 2[0,43(33,72) + 21,12]= 71,24 МПа - расчетное значение.

усж=30 МПа - табличное значение радиальной нагрузки для песчаника.

Неравенство не выполняется, следовательно, коллектор неустойчивый.

7. Важным фактором, определяющим выбор конструкции забоя, наряду с типом коллектора и условиями его залегания, является способ эксплуатации объекта.

В зависимости от способа эксплуатации продуктивные объекты делят на эксплуатирующиеся раздельно, совместно и совместно - раздельно.

При раздельной эксплуатации объектов возможно применение всех опробованных в наше время конструкций забоя.

При совместной или совместно - раздельной эксплуатации необходимо изолировать продуктивные горизонты друг от друга, поэтому они должны быть перекрыты сплошной или потайной колонной с обязательным их цементированием.

Выбирается раздельный способ эксплуатации, так как разрабатывается многопластовая залежь.

Вывод: коллектор поровый, непрочный, неоднородный, неустойчивый, с раздельным способом эксплуатации, следовательно, необходимо использовать закрытый забой.

При бурении данной скважины применяется следующий способ вскрытия продуктивного пласта: продуктивный пласт перебуриваем на 50 метров, затем спускаем обсадную колонну до забоя, цементируем. Для сообщения обсадной колонны с продуктивным пластом её перфорируем, т.е. в обсадной колонне и цементном кольце простреливаем нужное количество отверстий (см. рис.2.2).

Рис. 2.2 - Схема конструкции эксплуатационного забоя скважины: 1 - обсадная колонна; 2 - цементный камень; 3 - вышележащая горная порода; 4 - продуктивный пласт; 5 - водяной пласт; 6 - перфорационные отверстия

При качественном цементировании эксплуатационной колонны достигается одновременное разобщение всех продуктивных и водоносных горизонтов. При этом возможно достижение высокой герметичности кольцевого пространства. Учитывая то, что диаметр обсадной колонны 146,1 мм и диаметр ствола скважины 190,5 мм, выбираем пакер гидромеханический проходной с малогабаритным клапанным узлом для предотвращения межпластовых перетоков типа ПДМ-146, который предназначен для надежной изоляции газонефтеводоносных пластов на любых глубинах.

2.2.3 Проектирование и обоснование конструкции скважины

Конструкция скважины должна обеспечивать [26]:

максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимальных конструкций забоя и диаметра эксплуатационной колонны;

применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

условия охраны недр и окружающей среды за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Выбор конструкции скважины осуществляется в определении следующих параметров:

количество обсадных колонн;

глубины их спуска;

диаметра обсадных колонн;

вида обсадных колонн;

высота подъёма цемента.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины их спуска при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых давлений и давлений гидроразрыва пластов, прочности и устойчивости пород.

С целью определения количества обсадных колонн (за исключением кондуктора) используется совмещённый график давлений для Приобского месторождения.

Совмещенный график давлений иллюстрирует изменение по глубине скважины давлений гидроразрыва пород, пластовых давлений и давлений столба бурового раствора. График строится на основании горно-геологических условий.

Совмещенный график давлений позволяет выделить в разрезе интервалы, несовместимые по условиям бурения. С учетом наличия геологических осложнений по графику совмещенных давлений решается вопрос о необходимости промежуточных (технических) колонн, их числа и глубины спуска.

Опираясь на данные таблицы 1.2.4., строим совмещённый график давлений (рис. 2.3).

Рис. 2.3 - Совмещённый график давлений

В конструкцию скважины могут быть включены следующие типы обсадных колонн: направление, кондуктор, техническая и эксплуатационная колонны. Кондуктор и эксплуатационная колонна, являются обязательными при любой конструкции скважины. Промежуточная колонна проектируется при наличии интервалов, несовместимых по условиям бурения, а также при существовании зон осложнений, когда другие способы их ликвидации не дают положительных результатов.

Проанализировав график можно сделать вывод о том, что интервалы с несовместимыми условиями бурения в разрезе отсутствуют. Условие Рпл < Ргр выполняется по всему разрезу скважины, поэтому нет необходимости в спуске промежуточных (технических) колонн. Кроме того, при выборе плотности бурового раствора необходимо будет расположение кривой эквивалентов между кривыми давлений гидроразрыва и пластового давления, для создания оптимальных условий сооружения скважины.

В данном случае, исходя из совмещённого графика давлений, поставленных задач и геологических характеристик, конструкция скважины будет включать: направление, кондуктор и эксплуатационную колонну. Циркуляция бурового раствора при бурении интервала под направление организуется следующим образом: роется забурная яма, в неё спускается вертикальный шламовый насос, который откачивает загрязнённый буровой раствор со шламом и через манифольд передаёт его в систему очистки, после этого очищенный буровой раствор закачивается через манифольды буровыми насосами в скважину.

Направление спускается на глубину 40 м с целью перекрытия зон поглощений и неустойчивых пород четвертичных отложений, предупреждения размыва устья, и связанных с ним осложнений в виде осыпей и обвалов.

Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение следующих условий [26]:

перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;

разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора;

установку на устье противовыбросового оборудования;

при наличии несовместимых интервалов бурения - возможность их разделения.

Минимальную глубину спуска кондуктора определяем из условия недопущения гидроразрыва горных пород под его башмаком при ГНВП [2], по формуле

Hк ? (Рпл - 0,01* L*сф)/ (ДРгр - 0,01*сф)*0,95 (2.19)

где сф = 730 кг/м3;

PПЛ=27,72 МПа;

L=2800 м;

ДPГР=0,17 кгс/см2=0,017 МПа/м.

Проектируем спуск кондуктора на глубину 800 м. Эксплуатационная колонна, как правило, опускается до забоя скважины, перекрывая все продуктивные горизонты.

В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы цементирования [22]:

направление, кондуктор, потайные колонны цементируются на всю длину;

промежуточные и эксплуатационные колонны цементируются с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на высоту не менее 150 м для нефтяных скважин и не менее 500 м для газовых скважин.

В соответствии с требованием вышеперечисленных правил кондуктор цементируем на всю длину, а эксплуатационную колонну цементируем с учетом перекрытия башмака кондуктора на 150 м. Интервалы цементирования приведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2 - Интервалы цементирования обсадных колонн

Наименование колонны	Интервалы установки	Интервалы цементирования
	По вертикали	По стволу	По вертикали	По стволу
	От	до	от	до	от	до	от	до
Направление	0	40	0	40	0	40	0	40
Кондуктор	0	800	0	877	0	800	0	800
Эксплуатационная колонна	0	2800	0	3025	650	2800	727	3025

Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны.

Диаметр эксплуатационной колонны принимаем, исходя из ожидаемого дебита Q=110 т/сут, равным 146,1 мм. Наружный диаметр соединительной муфты при выбранном диаметре эксплуатационной колонны равен dМ = 166,0 мм [15].

Рассчитывается диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну по формуле

Dд = dм+ 2?, (2.20)

где dм - диаметр соединительной муфты, мм.

Dд - расчётный диаметр долота, мм

2д-разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны, мм [12].

В данном случае 2д=20 мм.

Тогда

Dд = 166,0 + 20 =186 мм

Ближайший нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20692-80 составляет 190,5 мм.

Внутренний диаметр кондуктора рассчитывается по формуле

Dк = Dд +(10-14)мм, (2.21)

где 10-14-минимально необходимый зазор для свободного прохода долота для бурения под эксплуатационную колонну внутри кондуктора, мм

Dк=190,5+12=202,5 мм

Из стандартного ряда выбирается кондуктор с диаметром 219,1 мм и диаметром муфты 244,5 мм и толщиной стенки 8,9 мм.

Диаметр долота под кондуктор:

Из стандартного ряда выбирается диаметр долота [2]:

Внутренний диаметр направления рассчитывается по формуле

Dk=Dд+(10-14)= 269,9+14=283,9 мм (2.22)

Из стандартного ряда выбирается направление с диаметром 298,5 мм и диаметром муфты 323,9 мм и толщиной стенки 11,0 мм.

Диаметр долота под направление:

Из стандартного ряда выбирается диаметр долота:

Данные расчетов сведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3 - Конструкция скважины

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Интервал спуска, м	Номинальный диаметр ствола скважины (долота), мм	Номинальный наружный диаметр обсадных труб, мм	Максимальный наружный диаметр соединения, мм
1 2 3	Направление Кондуктор Эксплуатационная	0 - 40 0 - 800 0 - 2800	393,7 269,9 190,5	298,5 219,1 146,1	323,9 244,5 166

2.2.4 Разработка схем обвязки устья скважины

Цель раздела - определить необходимость использования противовыбросового оборудования (ПВО) и колонных головок (КГ) для нормальной проводки скважины при вскрытии продуктивного пласта. Критериями выбора ПВО являются:

1. максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом при закрытом превенторе;

2. диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы.

Величина максимального устьевого давления Рму рассчитывается по формуле [8]

Рму = Рпл - с * g * H, МПа (2.23)

где Рпл - пластовое давление в кровле продуктивного пласта,

с - плотность флюида, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

H - глубина залегания кровли продуктивного пласта, м.

При выборе колонных головок, помимо максимального устьевого давления, необходимо учесть диаметры всех обсадных колонн, обвязываемых с помощью колонной головки.

При наличии в пластовом флюиде сероводорода необходимо выбирать ПВО и КГ в коррозионностойком исполнении. В этом случае к аббревиатуре оборудования добавляется индекс К2. Типоразмер колонной головки выбирается в зависимости от условного диаметра подвешиваемой на ней эксплуатационной колонны и кондуктора (промежуточной колонны), на который головка устанавливается.

Максимальное устьевое давление

Рму = Рпл - с * g * H=27,72-0,00073*9,81*2700=8,39 МПа.

В соответсвии с правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, выбираем ПВО ОП5-230/80Ч35, рабочее давление составляет 35 МПа, диаметр проходного отверстия равно 230 мм, что подходит для данной скважины.

Выбираем колонную головку типа ОКК-1Ч21-146Ч219, рабочее давление которой составляет 21 МПа, что подходит для данной скважины. Также выбирается фонтанная арматура АФК (Ш) - 80Ч35.

Исходя из выше написанного, а также согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности и учитывая опыт бурения на данной площади, проектируется следующее оборудование устья скважины (табл. 2.4).

Таблица 2.4 - Устьевое оборудование

Название обсадной колонны	Типоразмер, шифр или название устанавливаемого устьевого и противовыбросового оборудования	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ и т.п. на изготовление	Количество, шт	Допустимое рабочее давление, МПа	Масса, т
					Единицы	Суммарная
1	2	3	4	5	6	7
Направление	ВСР-324	МУ	1	-	0,56	0,56
Кондуктор	ПВО ОП5-230/80*35	ГОСТ 13962-90	1	35	16,7	16,7
	Колонная головка ОКК1-21-146*219	ТУ 3665-002-31429576-97	1	21	0,56	0,56
Эксплуатационная колонна	Фонтанная арматура АФК (Ш)-80х35	ГОСТ-13846-89	1	35	0,575	0,575

2.3 Проектирование процесса углубления скважины

Углубление (механическое бурение) - это результат разрушения горных пород долотом, вращающимся с определённой скоростью, находящимся под некоторой нагрузкой при постоянном очищении забоя скважины от выбуренной породы буровым раствором определённого качества и движущегося с некоторой заданной скоростью [2].

Темп углубления скважины при правильно выбранных способе и породоразрушающем инструменте для данного комплекса пород зависит от параметров режима бурения. При разработке технологии бурения для каждого интервала геологического разреза скважины проектируются параметры режима бурения: осевая (или удельная) нагрузка на породоразрушающий инструмент Рд; частота вращения бурового инструмента п; расход Q бурового раствора (или газообразного агента) и его качество. Сочетание перечисленных параметров, позволяющее получить наиболее высокие показатели работы долота, качественные показатели работы и минимальную стоимость 1 м бурения с использованием имеющегося оборудования, называется оптимальным режимом бурения. Параметры режима бурения следует выбирать до начала бурения применительно к конкретным условиям участка работ и строго сочетать с возможностями применяемого оборудования и породоразрушающего инструмента, прочностью бурильной колонны и др. Запроектированные параметры режима бурения должны обеспечить высокую механическую скорость бурения. Последняя также связана с геологическими условиями проводки скважины, физико-механическими свойствами разбуриваемых горных пород и типом породоразрушающего инструмента.

2.3.1 Выбор буровых долот

Выбор типа и класса породоразрушающего инструмента основывается на детальном знании механических свойств горных пород и литологическом строении разреза.

Выбор типа и класса долота должен производиться на основе следующих факторов:

долото должно соответствовать твердости и абразивности разрушаемых горных пород;

долото должно обеспечивать наиболее эффективное разрушение горных пород на забое;

риск поломки инструмента должен быть минимальным;

с помощью используемого породоразрушающего инструмента должны достигаться высокие показатели бурения;

должна обеспечиваться экономическая выгода использования долота данного типа (минимальная стоимость метра проходки скважины);

долото должно соответствовать выбранному режиму бурения.

Рациональным типом долота определённого размера для конкретных геолого-технических условий бурения является такой тип, который при бурении в рассматриваемых условиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

В табл. 1.3. указаны горные породы по разрезу, их физико-механические свойства. В таблице породы разбиты на пачки и для них установлены категории по промысловой квалификации. По данным таблицы сделано можно сделать вывод, что все породы лежат в интервале М - С по показателям твердости.

На Приобском месторождении накоплен богатый опыт бурения как с помощью шарошечных долот, так и с помощью долот типа БИТ (российский аналог долот PDC). Опыт показывает, что наиболее износостойкими являются долота типа БИТ, проходка на которые порой достигает 10000 м, а среднее значение колеблется в интервале 5000-7000 м (одного долота хватает для бурения, к примеру, нескольких кондукторов).

Долота БИТ, выпускаемые ООО НПО «Буринтех», имеют преимущества перед шарошечными по механической скорости бурения - при использовании этих долот на одинаковых интервалах, долота БИТ обеспечивают требуемую проходку в три раза быстрее, чем шарошечные. Но при этом данные долота имеют высокую стоимость по сравнению с шарошечными долотами, кроме того была отмечена их высокая аварийность (множественные потери вооружения) при разбуривании цементных стаканов и резиновых разделительных пробок. Основным недостатком шарошечных долот по сравнению с долотами типа БИТ является их малая проходка на долото, что приводит к увеличению частоты СПО и увеличению общего времени сооружения скважины.

Проанализировав вышеуказанные данные, делается вывод, что в данном проекте следует выбрать два комплекта долот - шарошечные и БИТ. Производится выбор долот для сооружения эксплуатационной скважины на Приобском месторождении.

Для бурения интервала под направление используется трехшарошечное долото 393,7 М-ГВУ-R227 для бурения мягких пород, имеющее боковую гидромониторную промывку. Данное долото считается «высокооборотным», поскольку имеет тип опоры «В» (имеются только подшипники качения). Кроме того, данное долото имеет систему маслонаполнения и торцевое резиновое кольцо с тарельчатым поджимающим каркасом.

Для бурения интервала под кондуктор в интервале 40-800 м используется трехшарошечное долото 269,9 М-ГН-R03 для бурения мягких пород, имеющее боковую гидромониторную промывку.

Для бурения интервала под эксплуатационную колонну выбирается долото компании ООО НПО «Буринтех» БИТ 190,5 МС ВТ 613 Н, имеющее 6 лопастей с диаметром основных резцов 13 мм и 6 промывочных отверстий. Данное долото рассчитано на частоты вращения от 60 до 260 об/мин, осевую нагрузку в интервале 2-10 т и расход бурового раствора 30-36 л/с. Шестилопастные долота являются наиболее универсальным и оптимальным инструментом для бурения скважин и интервалов, сложенных различными типами пород: от мягких и средних до пропластков твердых. Для повышения абразивоустойчивости применяется опция «У».

Применяемые долота представлены в табл. 2.5.



Таблица 2.5 - Применяемые долота

Наименование колонны	Интервалы бурения, м	Применяемые долота
	По вертикали	По стволу
	от	до	от	до
Направление	0	40	0	40	393,7 М-ГВУ-R227
Кондуктор	40	800	40	877	269,9 М-ГН-R03
Эксплуатационная колонна	800	2800	877	3025	БИТ 190,5 МС ВТ 613 Н

2.3.2 Расчёт осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород

При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы:

Статистический анализ отработки долот в аналогичных геолого-технических условиях.

Аналитический расчет на основе качественных показателей механический свойств горной породы и характеристик шарошечных долот, применения базовых зависимостей долговечности долота и механической скорости бурения от основных параметров бурения.

Расчет из условия допустимой нагрузки на долото.

Наиболее правильной считается последовательность, когда используются аналитический и статистический методы расчета осевой нагрузки. После расчетов большее из полученных значений сравнивается с допустимой нагрузкой по паспорту долота. Если расчетная нагрузка больше паспортного значения, то принимается последнее. При обратной ситуации - принимается расчетная величина.