Размещено на http://allbest.ru

Введение

скважина бурильный месторождение

Бурное развитие нефтяной промышленности началось в xx веке, когда стали широко применять нефтяные и бензиновые двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего, разнообразных смазывающих веществ.

Особенно быстро стала развиваться мировая нефтяная промышленность с тех пор, как нефть и ее продукты стали использоваться в качестве сырья в химической промышленности.

Природный газ является хорошим и дешевым топливом и применяется как сырье для химической промышленности.

Используется он для производства синтетического каучука, пластмасс синтетических волокон, спиртов, удобрений и других продуктов.

Нефтяная и газовая промышленность стала одной из отраслей народного хозяйства.

Несмотря на достижение техники и технологии разработки нефтяных месторождений, для удовлетворения всех нужд народного хозяйства требуется многократное увеличение объемов эксплуатационного бурения.

Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу - повысить эффективность и улучшить качество бурения.

Эта задача включает в себя как количественный рост, т.е. Увеличение коростных показателей бурения, так и повышение качества и самих буровых работ.

Один из важнейших факторов повышения качества - проведение бурения наклонно направленных и особенно горизонтальных скважин строго по проекту.

Интенсивное развитие нефтегазового комплекса страны как основополагающей базы топливной энергетики, нефте- и газохимической промышленности обуславливает основание и ввод в действие крупнейших нефтяных и газовых месторождений, широкомасштабное строительство сети сверхмощных нефте-, газо-, продуктопроводов, насосных станций, электросиловых установок и других необходимых объектов подземного, наземного и надземного базирования.

Указанные обстоятельства выдвигают экологические проблемы нефтегазового комплекса в ряд важнейших общегосударственных, требующих глубокого и всестороннего изучения, неотложного решения. Нефтегазовый комплекс страны относится к числу тех отраслей народного хозяйства, для которых природоохранная деятельность является основным производственным компонентом всех трудовых процессов, так или иначе влияющих на окружающую среду.

1. Геологическая часть

1.1 Основные проектные данные

Площадь - ново-запрудненская

Цель бурения - эксплуатация

Проектный горизонт - муллинские слои

Проектная глубина, м - 2750

Вид скважины - наклонно-направленная, с отклонением от забоя 340м

Способ бурения - турбинно-роторный

Категория скважины - вторая

Вид привода - электрический

Тип буровой установки - 3000 эук

Тип вышки - ва-41*200

Конструкция скважины диаметр, мм глубина спуска, м

Направление 324 30

Кондуктор 245 240

Эксплуатационная колонна 146 2750

Продолжительность строительства в сутках:

Всего 122.8

В том числе:

- вышкомонтажные работы 28.4

- подготовительные работы к бурению 4

- бурение 69.5

- крепление 8.5

- испытание (освоение) 1-го объекта 12.4

Проектная скорость бурения, м/ст. -мес. 1058

1.2 Общие сведения о месторождении

Площадь (месторождение): ново-запрудненская

Административное расположение: кинельский район

Республика: РФ

Область (край, округ): Самарская

Район: Кинельский

Температура воздуха, °с

Наибольшая летняя +40

Наименьшая зимняя -40

Максимальная глубина промерзания грунта, м - 1.8

Продолжительность отопительного периода - 206 суток, с 4.10 по 27.04

Скважина на ново-запрудненском месторождение проектируется на глубину 2750м, со вскрытием пласта д-ll, с целью совместной эксплуатации пластов д-l и д-ll.

1.3 История геологического изучения месторождения

Начало геологических исследований района месторождения относится к 1942 г, когда В.И.Рачитским, А.К.Банновым проводились геологические съемки масштаба 1:50000, в результате которых поднятий на исследуемой площади не выявлено.

Следующими этапами поисково-разведочных работ на нефть и газ были: электроразведка - в 1944 году и газовая съемка - в 1947, по материалам которой в районе месторождения были выявлены газовые аномалии.

В последующем, в 1957 году район террасы был доразведан структурным бурением, которым было установлено локальное поднятие, подтвержденное в 1957-58 годах данными сейсморазведочных работ.

Разработка месторождения осуществляется с 1967 года.

В 1967 году на ново-запрудненском куполе были открыты залежи нефти в пластах д-i,ii пашийского горизонта.

в этом же году по данным сейсмики, была открыта нефтяная залежь в пласте с-iа нижнего карбона, разработка ее была начата в 1971 году.

Величины запасов нефти и геологические модели строения залежей продуктивных пластов утверждены гкз по состоянию изученности на 01.01.90г. - протокол №10868 от 15.06.90г.

Утвержденные запасы нефти числятся на балансе вгф оао «самаранефтегаз» по состоянию изученности на 01.01.2004г. И служат базой для выполнения настоящей работы.

За период 1990 -2003гг. На месторождении в границах собственно подгорненского поднятия пробурено 18 добывающих скважин, которые не внесли существенных изменений в представления о геологическом строении основных залежей нефти продуктивных пластов cйa, сйй и сййй.

Вновь пробуренные скважины уточнили отдельные детали строения залежей нефти пластов cйa, сйй, сййй в местах вскрытия, не изменив принципиальные модели геологического строения.

По состоянию на 01.01.2004г. Скв.324 открыта небольшая промышленная залежь нефти пласта дйй.

Всего по состоянию на 01.01.2004г. На месторождении числится в фонде 84 пробуренных скважины.

На ново-запрудненском месторождении промышленные запасы нефти, находящиеся в разработке, установлены в следующих продуктивных пластах (сверху вниз по разрезу):

Cйa - радаевский горизонт, нижний карбон

Сйй - тульский горизонт, нижний карбон

Сййй - бобриковский горизонт, нижний карбон

Дй - пашийский горизонт, франский ярус девона

Дйй - пашийский горизонт, франский ярус девона

Всего по месторождению добыто 11762 тыс. Т. Нефти (учтено в госбалансе), основными объектами разработки являются пласты cйa, сйй и сййй в границах ново-запрудненского месторождения, на которых на 01.01.2004г. В сумме добыто 11260 тыс. Т нефти или 97,9% от общей по поднятию.

Основные залежи нефти приурочены к терригенным пластам, cй, сйй и сййй дй и дйй.

1.4 Тектоническая характеристика и особенности строения структуры (участка)

Ново-запрудненское месторождение расположено в самарском нефте-геологическом районе.

В тектоническом отношении оно приурочено к северной ветви заволжской зоны жигулевской дислокации.

Связь между населенными пунктами и буровой осуществляется по асфальтированной дороги.

Водоснабжение осуществляется по водоводу НГДУ ''Первомайнефть''.

1.5 стратиграфо-литологическая характеристика разреза скважины

При составлении разреза использованы материалы: ''проект пробной эксплуатации'' и фактический материал пробуренных скважин.

Таблица 1.1Стратиграфический и литологический разрез скважины, категория буримости, элементы залегания пласта

Стратиграфическое подразделение	Глубина залегания	Мощность, М	Описание пород, характерные признаки	Горная порода	Крепость породы (буримости)
Название	Индекс	От	До			Краткое описание	% в интервале
Четвертичные и неогенные отложения	Q	0	50	50	Суглинки Глины	Суглинки Глины	50 50	L
Татарский ярус	Р	50	200	150	Глины Алевролиты Песчаники	Глины Алевролиты Песчаники	50 30 20	L
Верхне казанский п/я	Р	200	285	85	Доломиты загипсованные Маргелиты Ангидриты	Доломиты Маргелиты Ангидриты	70 10 20	Ll
Калиновская свита	Р	285	350	65	Известняки Мергели	Известняки Мергели	80 20	Ll
Уфимский ярус	Р	350	375	25	Глины Алевролиты	Глины Алевролиты	50 50	Ll
Кунгурский ярус	Р	375	400	25	Доломиты ангидритизированные	Доломиты	100	Lll
Артинский, сакмарский, ассельский ярусы	Р	400	550	150	Доломиты ангидритизированные Известняки	Доломиты Известняки	50 50	Lll
Верхний карбон	С3	550	960	410	Доломиты Известняки ангидритизированные	Доломиты Известняки	50 50	Lll
Мячковский горизонт	С	960	1070	110	Известняки Доломиты	Известняки Доломиты	50 50	Lv
Подольский горизонт	С	1070	1210	140	Известняки Доломиты	Известняки Доломиты	50 50	Lv
Каширский горизонт		1210	1290	80	Известняки	Известняки	100	Lv
Верейский горизонт	С	1290	1360	70	Глины Песчаники	Глины Песчаники	70 30	V
Башкирский ярус	С	1360	1490	130	Известняки	Известняки	100	V
Серпуховский ярус	С	1490	1550	60	Известняки	Известняки	100	V
Окский н/г	С	1550	1827	277	Известняки Доломиты	Известняки Доломиты	50 50	V
Тульский горизонт	С	1827	1855	28	Глины Известняки	Глины Известняки	40 60	Vlll
Тульская плита		1855	1875	20	Известняки окремнел	Известняки	100	Xlv
Бобриковский горизонт	С	1875	1890	25	Глины Песчаники	Глины Песчаники	70 30	Vll
Турнейский ярус	С	1890	2160	270	Известняки	Известняки	100	Vll
Фаменский ярус	Д	2160	2270	110	Известняки	Известняки	100	Vl
В.франский ярус	Д3	2270	2470	200	Известняки	Известняки	100	Vl
Семилукск, саргаевск горизонты	Д3	2470	2630	160	Известняки	Известняки	100	Vl
Кыновский горизонт	Д3	2630	2660	30	Глины Песчаники Известняки	Глины Песчаники Известняки	70 20 10	Lx
Пашийский горизонт	Д3	2660	2730	70	Глины Песчаники	Глины Песчаники	40 60	X
Муллинские слои	Д3	2730	2750	20	Глины Алевролиты	Глины Алевролиты	70 30	Xl

1.6 нефтеводоносность по разрезу скважины

При составлении раздела использовались следующие промысловые, отчетные материалы, руководящие, инструктивные и методические документы и литературные источники: ''проект пробной эксплуатации'' и фактические материалы по пробуренным скважинам.

Таблица 1.2 Характеристика нефтегазоводосодержащих пластов

Индекс стратиграфического подразделения	Интервалы, М, пласт	Флюидо насыщения	Тип коллектора	Пористость, %	Проницаемость, Мкм2	Давление, мпа	Пластовая температура, °с
						Пластовое	Гидроразрыва
	От	До					Начальное	Текущее
С	1360	1367	Нефть	Известняк	17	465	15.2	12	18.7	29
С	1839	1845	Нефть	Известняк	18	609	20.4	17	27.2	37
С	1875	1885	Нефть	Песчаник	15	609	20.7	18	27.9	38
С	1890	1895	Нефть	Известняк	10	465	21.0	17	28.1	38
Д3l	2663	2690	Нефть	Песчаник	18	200	29.2	29	42.4	52
Д3ll	2700	2720	Нефть	Песчаник	18	200	29.2	24.5	_	52

Таблица 1.3 Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Пласт, интервал залегания, м	Плотность нефти, г/см3, В пластовых условий	Вязкость нефти в пластовых условий, сп	Подвижность, g/сп	Содержание серы, %
	От	До
С	1360	1367	0.817	9.75	0.105	1.17
С	1839	1845	0.879	2.43	0.017	2.7
С	1875	1885	0.854	2.43	0.351	1.73
С	1890	1895	0.860	5.15	0.052	1.69
Д3	2663	2690	0.838	1.59	0.185	1.1
Д3	2700	2720	0.849	1.53	0.198	1.31

Таблица 1.4 Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Глубина кровли (интервал залегания), м	Минерализация, г/л	Тип воды
Р	40	1.5	Гидрокорбонат
Р	75	1.5	Гидрокорбонат
Р	240	2-3	Сульфат-натрия
Р	290	3-5	Сульфат-натрия
Р	410	80	Хлорид-натрия
С3	700	235	Хлорид-натрия
С	1175	237	Хлорид-натрия
С	1350	260	Хлорид-натрия
С	1375	240	Хлорид-натрия

В пределах ново-запрудненского месторождения, на дату составления проекта, пробурено 48 скважин. В скважинах проведен полный комплекс промыслово-геофизических исследований, в открытом стволе и колонне выполнено опробование продуктивных горизонтов, отобран керновый материал.

Промышленные залежи приурочены к продуктивным пластам с-iа бобриковского, с-ii, с-iii радаевского визейского яруса.

Промышленная нефтеносность девонских отложений связана с продуктивными пластами д-i и д- ii терригенного девона.

Пласт с-iа промышленно нефтеносен. Пласт сложен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, пористыми, нефтенасыщенными. По площади коллектор в значительной степени замещается непроницаемыми алевролитами и глинами. Средняя глубина залегания пласта с-iа определяется величиной 1350м.

Залежь пласта с-iа относится к типу пластовых, литологически - экранированных. Промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием и многолетней эксплуатацией скважин 348, 350, 408, 409, 410, 411, 431, 463.

Наиболее низкое гипсометрическое положение подошвы нефтенасыщенных песчаников пласта с-iа отмечается в скв. 349 - на абсолютной отметке минус 1236,2 м. Наиболее высокое гипсометрическое положение водонасыщенных песчаников пласта отмечено в скв. 349 - на абсолютной отметке минус 1238,2 м. Притоки безводной нефти в процессе опробования при наиболее низком гипсометрическом положении нижних перфорационных отверстий получены в скважинах: 350 - минус 1231 м, 476 - минус 1236 м.

Пласт с-ii радаевского горизонта промышленно нефтеносен. Сложен мелкозернистыми кварцевыми, пористыми, плотными нефтенасыщенными алевролитами и глинами.

Средняя глубина залегания пласта сii определяется величиной 1800 м. От вышележащего пласта ciа пласт с-ii отделяется мощной почкой глин, служащей покрышкой для нефтяной залежи.

Промышленный характер нефтенасыщения пласта с-ii доказан опробованием более чем 20-и скважин и данными многолетней эксплуатации залежи.

Подошва нефтенасыщенных песчаников пласта с-ii скв. 465 вскрыта на абсолютной отметке минус 1241,5 м, в скв. 438 - минус 1240,7 м.

Залежь пласта с-ii относится к типу пластовых, сводовых со значительной по площади водонефтяной зоной. В границах внешнего контура нефтеносности размеры залежи пласта сii определяются значениями 8,5х4 км, этаж нефтеносности составляет 29 м.- скв. 422, 518.

Пласт с-iii радаевского горизонта имеет сходную литологическую характеристику с пластом с-ii . Пласт с-iii - сложен мелко- и среднезернистыми, пористыми, нефтенасыщенными песчаниками, переслаивающимися глинами и алевролитами, от пласта с и отделяется 5-10 м. Пачкой глин. Является основным объектом разработки.

В северо-западной части залежи происходит литологическое выклинивание песчаных прослоев пласта с-iii.

Залежь пластовая, сводовая, в северо-западной части структуры литологически-экранированная, по всей площади подстилается пластовой водой. В границах начального контура нефтеносности и линии замещения размеры залежи нефти составляют значение 8х3,5 км, этаж нефтеносности определяется равным 33 м.

Промышленная нефтеносность девонских отложений связана с продуктивными пластами д-i и д-ii терригенного девона.

Песчаники пласта д-i промышленно нефтеносны на юго-восточном и северо-западном участках. Пласт сложен мелко- и среднезернистыми песчаниками, пористыми, нефтенасыщенными, переслаивающимися глинами и алевролитами. Покрышками залежей нефти пласта д-i являются глинистая пачка толщиной 5-10 м. Средняя глубина залегания пласта д-i определяется величиной 2600м.

Залежь нефти пласта д-i относится к типу пластовых, сводовых.

На юго-восточном участке по данным гис водонефтяной контакт ни в одной из скважин не прослеживается. Подошва нефтенасыщенных песчаников в скв. 411 вскрыта на абсолютной отметке минус 2660,1 м. По результатам бурения и опробования скв.519 открыта небольшая залежь нефти пласта дi в границах центрального участка (купола).

На основании изложенного внк на северо-западном участке принимается наклонным от минус 2650 м. В районе скв. 320, до минус 2852 м в районе скв. 314.

Залежь нефти характеризуется как неполнопластовая («плавающая»), размеры залежи составляют величины 2,2х1,2 км, этаж нефтеносности определен равным 7 м.

Залежь пласта д-ii на северо-западном, центральном и юго-восточном участках имеет самостоятельные контуры нефтеносности, водонефтяные контакты находятся на разных гипсометрических уровнях.

На юго-восточном участке водонефтяной контакт по данным гис не установлен. В скв. 662 пласт д-ii водонасыщен, кровля эффективной части вскрыта на абсолютной отметке минус 2700,6 м, в скв. 311 подошва нефтенасыщенных песчаников вскрыта на абсолютной отметке минус 2701,7 м. Водонефтяной контакт на этом участке принят на абсолютной отметке минус 2701 м.

На центральном участке водонефтяной контакт также не прослеживается ни в одной из скважин.

На основании изложенного внк на центральном участке и на восточном крыле принят на абсолютной отметке минус 2706 м, а в районе скв. 321, на западном крыле, на абсолютной отметке минус 2705 м. На основании вышеизложенного внк на данном участке принят на абсолютной отметке минус 2703 м.

Залежь пласта д-ii относится к типу пластовых. Этаж нефтеносности составляет 19 метров.

1.7 Возможные осложнения по разрезу скважины

Характерные осложнения в пробуренных скважинах:

Поглощение ''частичное'' с восстановлением циркуляции

150-190м - татарский ярус (р₂)

1410-1490м - башкирский ярус (с)

2160-2350м - фаменский ярус - в. Франский ярус (д-д₃)

Проявление нефти

1360-1367м - башкирский ярус (с)

1839-1845м - тульский горизонт (с)

1875-1845м - бобриковский горизонт (с)

1890-1895м - турнейский ярус (с)

2663-2690м - пашийский горизонт (д)

2700-2720м - пашийский горизонт

Образование каверн с обвалами и осыпями песчано-глинистых пород

10-60м - четвертичные и неогенные отложения - татарский ярус (q+р)

1290-1360м - верейский горизонт (с)

1827-1855м - тульский горизонт (с)

1875-1890м - бобриковский горизонт (с)

2630-2660м - кыновский горизонт (д)

2690-2700м - пашийский горизонт (д).

1.8 Электрометрические работы по интервалам бурения

Таблица 1.5 Геофизические исследования

Наименования работ	Масштаб записи	Замеры производятся
		На глубине, м	В интервале
			От	До
Каротаж, каверномер	1:500		240 1350 1900 2650	1400 1950 2700 2750
Сводный каротаж, каверномер, дс, пс, кс	1:500		240	2750
Бкз, мз, ик, бк, кмбк, ак, резист.	1:200		1300 1800 2700	1500 1950 2750
Рк	1:500		0	2750
Рк	1:200		1300 1800 2700	1500 1950 2750
Акц, эл. Термометр	1:500		0 0	240 2750
Сгдт-2	1:500		0	2750
Инклинометр (через 10м точка)		240; 350; 500; 600; 800; 1000; 1300; 1500; 1950; 2750;
Локатор муфт	1:500		1300 1800 2700	1500 1950 2750
Примечание:	Дефектоскопия бурильного инструмента производится перед началом бурения скважины на трубной базе и по мере необходимости по графику.

2. Технико-технологическая часть

2.1 Конструкция скважины

На выбор конструкции скважины влияют многочисленные факторы: назначение скважины (разведочная, эксплуатационная на нефть или газ, нагнетательная и т. П.), проектная глубина ее, особенности геологического строения месторождения (наличие тектонических нарушений, соляных штоков, количество продуктивных объектов и расположение их друг относительно друга) и степень достоверности знаний об этом, устойчивость горных пород, характер изменения с глубиной коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения, состав пластовых жидкостей (химический и по физическому состоянию: капельная жидкость, газ, газожидкостная смесь), положение устья скважины (на суше или в акватории водного бассейна), профиль скважины, способ и продолжительность бурения, уровень развития технологии бурения, метод вхождения в продуктивную толщу, температурный режим в период бурения и эксплуатации, дебит и способы эксплуатации данной скважины на разных этапах разработки месторождения, степень совершенства эксплуатационного оборудования, требования законов об охране недр и защите окружающей среды, экономичность (стоимость строительства при том или ином варианте конструкции, стоимость единицы добываемой продукции), субъективные моменты (квалификация инженерно-технического персонала, традиции предприятия и проектной организации и другие).

Спроектировать конструкцию скважины -- это значит определить необходимое для условий данного конкретного участка месторождения количество обсадных колонн, размеры этих колонн (диаметр, глубину установки нижнего конца и длину каждой), диаметры долот для бурения ствола под каждую колонну, положение верхней и нижней границ интервалов цементирования.

Скважина является долговременным капитальным сооружением.

Поэтому конструкция ее должна быть прочной, обеспечивать герметичное разобщение всех проницаемых пород, вскрытых при бурении, безусловную возможность достижения проектной глубины и решения геологических и других исследовательских задач в процессе бурения, осуществления запроектированных режимов эксплуатации на всех этапах разработки месторождения, соблюдения требований законов об охране недр и защите окружающей среды от загрязнения.

Из тех вариантов конструкций, при которых обеспечивается решение поставленных перед скважиной задач, оптимальным является вариант, позволяющий добиться наименьшей себестоимости единицы добываемой продукции или наименьшей стоимости строительства.

Основными целями крепления скважины является:

А) создание долговечного и герметичного канала для транспортирования жидкости;

Б) обеспечение устойчивости стенок скважины в течение всего срока службы ее, считая от начала строительства;

В) предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного проницаемого объекта в другой или в атмосферу и связанных с ними тяжелых осложнений;

Г) создание условий для прочного закрепления на устье скважины противовыбросового и эксплуатационного оборудования.

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала).

Конструкция скважины проектируется на основе анализа литологических особенностей пород (таблица 1.2), совмещенного графика давлений, анализа ожидаемых осложнений в скважине(таблица 1.3-1.4), с учетом технологических регламентов, опыта бурения в сходных геологических условий, материально-технических и экономических ограничений, выявленных при согласовании и утверждении проектного задания и с учетом требований по охране недр и окружающей среды.

Самая внутренняя колонна труб носит название эксплуатационной. Она служит не только для укрепления стенок скважины и изоляции соответствующих горизонтов, насыщенных нефтью, газом или водой, но также каналом для транспортировки добываемой из продуктивной толщи или закачиваемой в последнюю жидкости (газа).

Исходя, из условий, что скважина относительно высоко дебитная и в конце эксплуатации будет применяться эцн, желательно выбирать эксплуатационную колонну большего диаметра, например 168мм, но в бурение нужно применять долота также большего диаметра, что повлечет дополнительные расходы (расход энергии, материалов).

Поэтому выбираем оптимальный диаметр эксплуатационной колонны d_эк=146мм, диаметр муфты d_мэк=166мм.

Длина эксплуатационной колонны выбирается:

L_эк=l_ппг+l_з+l_н, (2.1)

Где l_ппг - подошва продуктивного горизонта, l_ппг=2720м;

L_з=(15-25)м - длина зумпфа;

L_н=(15-25)м - длина деталей низа.

L_эк=2720+15+15=2750м

Выбираем диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну:

D_дэк= d_мэк+2f, (2.2)

Где f - зазор между муфтой и стенкой скважины, f=(7-50)мм

D_дэк=166+2*15=196мм

По госту 20692-75 выбираем долото с большим диаметром равный 215.9мм

Выбираем длину и диаметр кондуктора.

Колонна труб, спускаемая в скважину после направления и служащая для укрепления стенок последней в недостаточно устойчивых породах и для перекрытия зон осложнений, приуроченных к сравнительно неглубоко залегающим горизонтам, а также для изоляции горизонтов, содержащих артезианские и целебные воды, называется кондуктором.

В связи с тем, что на глубине 150-190м частичное поглощение, а на глубине 10-160м обвалообразование длину кондуктора выбираем

L_к=190+50=240м

Внутренний диаметр кондуктора определяется:

D_вк=d_дэк+(6-8)=215.9+7=222.9мм, (2.3)

По внутреннему диаметру и госту 632-82 `'трубы обсадные и муфты к ним'' выбираем трубы с наружным диаметром d_нк=245мм

Выбираем диаметр долота при бурении под кондуктор:

D_дк=d_нк+2f=245+2*15=275мм, (2.4)

По госту 20692-75 `'долота шарошечные'' выбираем долото при бурении под кондуктор d_дк=295.3мм

Первая труба или колонна труб, служащая для предотвращения размыва пород, залегающих близ дневной поверхности, разобщения ствола скважины, сооружаемой для соединения устья с очистной системой буровой установки, называется направлением.

Учитывая геологические условия, а именно обвалы глин, принимаем глубину спуска направления 30м.

Внутренний диаметр направления определяется:

D_внн=d_дк+(6-8)=295.3+7=302.8мм (2.5)

По госту 632-82 `'трубы обсадные и муфты к ним'' под направление выбираем трубы с наружным диаметром d_нн=324мм

Выбираем диаметр долота под направление:

D_дн=d_внн+2f=324+2*22.4=369мм (2.6)

По госту 20692-75 `'долота шарошечные'' выбираем долото при бурении под направление d_дн=393.7мм

Таблица 2.1 Конструкция скважины

Название колонны и № раздельно спускаемой части (в порядки спуска)	Наружный диаметр колонны или раздельно спускаемых частей, мм	Тип соединений	Максимальный наружный диаметр соединений, мм	Интервал установки по стволу скважины, м	Длина колонны или части, м	Характер ствола скважины
						Номинальный диаметр ствола скважины, м	Интервал бурения, м
				От (верх)	До (низ)			От	До
Направление	324	Нормк	324	0	30	30	393.7	0	30
Кондуктор	245	Нормк	245	0	240	240	295.3	30	240
Эксплуатационная колонна	146	Нормк	146	0 1950	1950 2750	2750	215.9	240	2750

Выбираем высоту подъема цементного раствора.

Заполнение пространства между обсадной колонной и стенками скважины раствором вяжущего, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращения перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или в атмосферу через за колонное пространство.

На зацементированные участки скважин приходится менее 2% нарушений герметичности обсадных колонн, связанных с коррозией.

Высота подъема цементного раствора за обсадными колоннами определяется в соответствии с рекомендациями: ''правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности'' издатель гост тех надзор россии м: 1998г.

При проектировании конструкции скважины любого назначения интервалы обязательного цементирования и общая высота подъема тампонажного раствора выбирается в зависимости от конкретно горно-геологических условий.

В нефтяной промышленности цементирование скважины производится или до устья, или до 100м башмака предыдущей колонны.

При цементировании направление и кондуктора цемент поднимается до устья.

Цементирование эксплуатационной колонны производится в две ступени с установкой пдм или мсц на глубине 1950м, с использованием тампонажного цемента, плотностью 1830кг/м³ в интервале 2750-1950м и облегченного цемента плотностью 1520кг/м³ в интервале 1950-140м.

В случае отсутствия облегченного цемента можно применять гельцемент.

Не допускается разрыв сплошности цементного раствора за обсадными колоннами.

Все интервалы, подлежащие цементированию, объединяются в один общий.

2.2 Выбор и расчет профиля наклонно направленной скважины

Наклонно направленные скважины рекомендуется бурить, когда технически и экономически нецелесообразно строить вертикальные скважины в независимости от типа бурения.

Наклонно направленная скважина должна обеспечивать эксплуатацию участка залежи, расположенного на значительном удаления от устья, с применением методов, обусловленных геологическими и техническими условиями разработки месторождения при минимальных затратах времени и материальных средств на ее строительство, т.е. Дополнительные ограничения на технологию строительства и эксплуатацию скважины, связанные со спецификой наклонного бурения, должны быть минимальны.

Для выполнения поставленных требований профиль скважины должен иметь минимальное количество перегибов ствола и минимальную длину; обеспечивать скоростную и качественную проводку скважины с использованием существующей техники и технологии при наименьших затратах, а также надежную работу внутрескваженного эксплуатационного оборудования.

Учитывая все выше перечисленные требования, выбираем четырех интервальный профиль, состоящий из следующих участков: вертикальный 1, набора зенитного угла 2, стабилизации 3 и уменьшения зенитного угла 4.

В настоящее время разработаны компоновки низа бурильной колонны, которые довольно надежно обеспечивают стабилизацию зенитного угла.

Однако применение их на больших глубинах увеличивает опасность осложнений и аварий (сужение ствола в интервале 1700м и ниже, прихваты центрирующих приспособлений).

Поэтому с определенной глубины бурение ведется без стабилизирующих устройств с уменьшением зенитного угла.

Четырех интервальный профиль рекомендуется для скважины с отклонением забоя от вертикали более 300м, на месторождениях, где по геологотехническим условиям ниже интервала установки насосного оборудования затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами для стабилизации параметров кривизны, и на новых месторождениях, где технология проводки по трех интервальному профилю не отработана.

Параметры участка профиля следует выбирать с учетом закономерностей естественного искривления на данной площади, а также средних проходок на долото.

Желательно проектировать профиль таким, чтобы в процессе бурения не возникало необходимости менять компоновку низа бурильной колонны, в то время как долото еще не отработано.

Определения длины вертикальных участков профиля.

Каждый профиль наклонно направленной скважины в начале должен иметь вертикальной участок не менее 40-50м.

Длину вертикального участка выбирают исходя из следующих предпосылок:

А) с увеличением длины вертикального участка увеличивается зенитный угол, необходимый для достижения заданного отклонения забоя от вертикали, а также длины ствола скважины;

Б) зенитный угол на наклонно-прямолинейном участке должен быть не менее 8°-10°, так как при малых углах затрудняется стабилизация азимутального угла;

В) участок набора зенитного угла желательно расположить в интервале залегания устойчивых пород, чтобы исключалась работа с отклонителем в рыхлых, обваливающихся или осыпающихся породах;

Г) нужно, по возможности, стремится к тому, чтобы нижняя граница вертикального участка располагалось ниже ожидаемого динамического уровня нефти в скважине, или же максимальное искривление ствола находилась ниже динамического уровня (с целью увеличения надежности работы штанговых или электроцентробежных насосов, штанг, кабеля);

Д) в большинстве случаев с увеличением глубины наблюдается уменьшение средней проходки на долото, что может привести к тому , что для набора необходимого зенитного угла придется провести два или три рейса с отклонителем, в то время как при бурение в верхних интервалах обычно достаточно одного рейса.

Первый вертикальный участок перекрывают обсадной колонной, в основном кондуктором.

В связи со сказанным длину первого вертикального участка принимаем 60м.

При бурении наклонных скважин необходимо учитывать следующее:

Масса убт над кривым переводником должна не менее чем в 1.5 раза превышать массу турбобура;

При темпах набора или спада кривизны более 0.6° на 10м в стволе скважины образуются желобные выработки;

Исправление азимута при наклоне ствола более 20°очень сложно и всегда сопровождается снижением угла;

Периодичность определения направления ствола инклинометрией осуществляется на участке набора или исправления азимута через 25-50м, на участках стабилизации или спада кривизны через 200-300м.

Бурение с отклоняющими устройствами требует значительных дополнительных затрат времени на ориентирование отклонителя и контроль за траекторией ствола.

Поэтому для увеличения скорости бурения желательно, чтобы набор кривизны осуществлялся в небольших интервалах.

но увеличение интенсивности искривления ствола может привести к осложнениям, поэтому ее значение необходимо выбирать с учетом условий бурения и эксплуатации.

При спуске забойного двигателя (наиболее жесткой части бурильной колонны) через искривленные участки ствола скважины напряжения, возникающие в корпусе двигателя, не должны превышать пределы текучести. Минимальный допустимый радиус искривления скважины r_min, следует определять:

, (2.7)

Где: l_з.д=7.955 - длина забойного двигателя, м;

D_д=0.1259 - диаметр долота, м;

D_з.д=0.195 - диаметр забойного двигателя, м;

K=0 - величина зазора, выбираемая исходя из конкретных условий бурения.

При уменьшении диаметра и увеличении длины забойного двигателя рекомендуется учитывать влияние его прогиба:

,(2.8)

Где: f - стрела прогиба, м,

, (2.9)

Где: - q=175.89кг=1.7245кн - вес одного забойного двигателя, кн;

e=2.1*10⁸кн/м² - для стали, модуль продольной упругости материала, кн/м;

j - момент инерции поперечного сечения забойного двигателя, м⁴,

, (2.10)

При бурении в бурильных трубах, работающих на искривленном участке ствола, не должны возникать напряжения, превосходящие предел текучести.

На участке ствола, расположенном в непосредственной близости от проектного забоя, величина радиуса не должна быть меньше значения, рассчитанного по формуле:

, (2.11)

Где: d=0.127м - наружный диаметр бурильных труб, м;

- предел текучести материала, кн/м².

Для верхней части скважины минимально допустимый радиус искривления определяется для бурильных труб, расположенных в начале участка набора кривизны, по формуле:

, (2.12)

Где: - напряжение растяжения, кн/м,

, (2.13)

Здесь: р=15000кг=147.059кн - максимальная нагрузка, действующая в месте изгиба тела трубы, кн;

f=3336.37мм²=0.00333637м² - площадь поперечного сечения тела трубы, м².

При подъеме и спуске инструмента из искривленного ствола, а также при бурении замки бурильной колонны не должны создавать чрезмерного давления на стенки скважины в избежании интенсивного износа их, интенсивного желобообразования, протирания обсадных колонн.

В этом случае величина радиуса искривления вычисляется:

, (2.14)

Где: q=30кн - нормальное допустимое усилие замка на стенки скважины, кн;

12.5 - принимаемая длина бурильных труб, м.

Для разрезов, сложенных мягкими породами, значение нормального допустимого усилия q ориентировочно может быть принято 10кн; для разрезов, сложенных породами средней крепости 20-39кн; крепкими и твердыми породами 40-50кн.

Минимальный допустимый радиус искривления для опускаемых обсадных труб подсчитывается:

, (2.15)

Где: d_h=0.146м - наружный диаметр обсадной колонны, м.

Уточненный расчет производится согласно инструкции по расчету обсадных колонн для наклонно направленного бурения.

Радиус искривления ни на одном интервале ствола не должен быть меньше допустимого.

При расчете профиля выбранный радиус искривления необходимо принимать на 5-10% больше его теоретической величины.

Увеличение происходит из-за неточностей установки отклонителя при зарезке наклонного участка ствола и при последующих рейсах.

В нашем случае радиус искривления принимаем равный r_н=570м, также для расчета четырехинтервального профиля необходимо задаться несколькими величинами:

Н=2750м - глубина по вертикале;

А=500м - отход забоя скважины от устья в горизонтальной проекции;

H_в=60м - длина вертикального участка ствола скважины;

?=20° - максимальный зенитный угол;

R_сп=6958м - радиус участка спада кривизны, выбирается из опыта бурения на ново-запрулненском месторождении

Рассчитываем элементы участка набора кривизны и конечный угол скважины.

Найдем горизонтальную проекцию участка набора кривизны

A_н=r_н(1-cosс)=570*(1- cos20)=34.38м, (2.16)

Вертикальная проекцию участка набора кривизны

H_н=r_н*sinс=570* sin20=194.95м, (2.17)

Длина участка набора кривизны

L_н=0.01745r_нс=0.01745*570*20=198.93м, (2.18)

Максимальный конечный угол наклона ствола скважины

(2.19)

Определив конечный угол скважины, вычислим остальные элементы профиля.

Горизонтальная проекция участка спада кривизны

A_сп=r_сп(cosс-cosс)=6958*(cos0.092-cos20)=419.609м, (2.20)

Вертикальная проекция участка спада кривизны

,(2.21)

Длина участка спада кривизны

L_сп=0.01745*r_сп(с-а)=0.01745*6958*(20-0.092)=2417.172м, (2.22)

Вертикальная проекция участка стабилизации кривизны

H_ст=h-h_в-h_н-h_сп=2750-60-194.95-2368.599=126.451м, (2.23)

Длина участка стабилизации кривизны

L_ст=h_ст/cosс=126.451/cos20=134.566м, (2.24)

Длина скважины по инструменту

L=h_в+l_н+l_ст+l_сп=60+198.93+134.566+2417.172=2810.668м, (2.25)

Проверочный расчет:

Горизонтальная проекция участка стабилизации кривизны

A_ст=h_стtgс=126.451*tg20=46.024м, (2.26)

A=a_н+a_ст+a_сп=34.38+46.024+419.609=500м, (2.27)

Результаты проверки показали, что расчет произведен правильно.

2.3 Выбор способа бурения

При выборе способа бурения по интервалам, типа-размеров долот и параметров режима бурения учитывались технологические регламенты на бурение `'технологические регламенты на строительство скважин (бурение, испытание) для площадей объединения `'самаранефтегаз'', требование инструктивных документов: `'унифицированные нормы на бурение нефтяных и газовых скважин для буровых предприятий объединения `'самаранефтегаз'', `районные нормы на механическое бурение нефтяных и газовых скважин роторным способом для буровых предприятий объединения `'самаранефтегаз'' и передовой опыт бурения.

В нашей стране наиболее распространены турбинный и роторный способы бурения, реже бурят электробурами.

Турбинный способ бурения современными турбобурами нельзя применять, если в качестве циркуляционного агента используется воздух или газ.

также оказывается невозможным использование современных турбобуров с глинистым раствором плотностью 2г/см³ и выше.

В этих случаях обычно применяют роторный способ.

При бурении наклонно-направленных скважин наиболее эффективным является турбинный способ бурения.

При турбинном бурении, когда значительно снижена вибрация бурильной колонны и значительно увеличена долговечность работы бурильных труб, происходит эффективное разрушение горных пород на забое, используется гидромониторный эффект истока промывочной жидкости, снижается затрата мощности на разрушение горной породы.

Однако главный недостаток этого способа - большое число оборотов долота (до 600-700об/мин), что приводит к снижению проходки за рейс долота, то есть быстрому его износу.

Бывает выгодно комбинировать турбинный и роторный способ бурения, применяя в одном интервале турбинный, в другом роторный.

Иногда бурят турбинным способом с параллельным вращением бурильной колонны ротором.

В результате этого ствол скважины получается вертикальным, улучшается очистка ствола и снижается зависание бурильной колонны.

Таким образом, каждый способ в определенных горно-геологических условий имеет свои преимущества.

При бурении под направление (0-30м) выбираем турбинный способ бурения.

Турбобур типа тсш-240 (1 секционный).

При бурении под кондуктор (30-240м) выбираем турбинный способ бурения.

Турбобур типа тсш-240 (1 секционный).

При бурении под эксплуатационную колонну, в интервале бурения (240-1450м), выбираем турбинный способ бурения.

Винтовой двигатель типа д2-195 (2секционный).

При бурении под эксплуатационную колонну, в интервале бурения (1450-2750м), применяем роторный способ бурения.

Выбор способа бурения определяется технико-экономическими показателями, которые можно достичь при бурении различными способами.

В бурении существуют следующие технико-экономические показатели:

Механическая скорость бурения - это количество метров пробуренных в единицу времени, причем время учитывается только на углубление, (м/ч);

Рейсовая скорость бурения - это количество метров пробуренных в единицу времени, где время затрачивается на бурение и спо, (м/ч);

Коммерческая скорость бурения - это проходка за один месяц работы буровой установкой, время затрачивается на бурение, спо и крепление.

Для достижения высоких технико-экономических показателей мы принимаем турбинный способ бурения до глубины 1450м.

так как при бурении турбобуром мы получаем высокую механическую скорость бурения, хотя проходка на долото уменьшается.

Но так как глубина скважины небольшая и время на спо не велико, следовательно себестоимость 1м проходки низкая, а прохождение интервала бурения выше, чем при роторном способе бурения.

Время от времени следует проворачивать колонну ротором для предотвращения зависания и прилипания буровой колонны к стенкам скважины.

При увеличении глубины целесообразно переходить на роторный способ бурения.

Так как с глубиной породы более абразивные и крепкие, то чем меньше частота вращения, тем меньше происходит износ рабочей поверхности долота.

Если применять турбинный способ бурения, то из-за высокой частоты вращения долота на забое происходит быстрой выход долота из рабочего состояния, т.е. Возникает необходимость в частой смене долота и к частому проведению спо.

Это ведет к росту рейсовой скорости и увеличению себестоимости 1м проходки.

Опытом бурения на ново-запрудненской площади и на соседних площадях таким комбинированным способом бурения, были достигнуты наивысшие технико-экономические показатели.

2.4 Выбор инструмента

Выбор долот

Долота различных типов и моделей производительно работают только в определенной породе, при определенном режиме бурения. Каждую породу необходимо разбуривать таким долотом, которое дает наиболее высокие технико-экономические показатели. На выбор типа долот также существенное влияние оказывают параметры режима бурения. Выбор долот будет производиться по наиболее высоким показателям ранее пробуренных скважин. Тип долот выбирается на основе анализа карточек отработки долот. Долота следует выбирать в соответствии с крепостью пород, по стратиграфическим горизонтам, и как показывает практика до 1500м критерием эффективности работы долот является механическая скорость, а при больших глубинах резко возрастает объем с/п операций, поэтому за критерий сравнения эффективности долот следует брать рейсовую скорость или проходку на долото. Сводная режимная карточка дает возможность сравнивать показатели определенных долот, на основе сравнения выбрать рациональный тип долот и осевую нагрузку на них.

Таблица 2.2Сводная режимная карточка

Стратиграфические горизонты	Глубина залегания, м	Тип долота	№ скважины	Проектная скважина
	От	До	Рейсовая или механическая скорость, м/час	№ 732	№733	№742	Тип долота vмех или vр	Осевая нагрузка, т
Четвертичные и неогенные отложения	0	50	Тип долота vмех	393.7 тцв 25	393.7 тцв 20	393.7 сцв 30	393.7 сцв 30	Вес инструмента
Верхняя пермь	50	350	Тип долота Vмех	295.3 тцв 11.1 295.3 сз-гну r37 7.5	295.3 сз-гну r23 15 295.3 сз-гну r23 12.9	295.3 сз-гну r23 19.3	295.3 сз-гну r23 19.3	Вес инструмента
Нижняя пермь	350	550	Тип долота vмех	215.9 сз-гв 9.5 215.9 сз-гв 5.9	215.9 сз-гв 12.9	215.9 сз-гв 13.3	215.9 сз-гв 13.3	12-14
Верхний карбон	550	960	Тип долота vмех	215.9 сз-гв 10.5 215.9 сз-гв 13.9	215.9 сз-гв 14.6	215.9 сз-гв 8.7	215.9 сз-гв 14.6	12-14
Мячковский горизонт	960	1070	Тип долота vмех	215.9 сз-гв 7.1	215.9 сз-гв 10.4	215.9 сз-гв 10.7	215.9 сз-гв 10.7	14
Подольский горизонт Каширский горизонт	1070	1290	Тип долота Vмех	215.9 тз-гау r40 7.5	215.9 тз-гау r40 3.6	215.9 сз-гв 12.5	215.9 сз-гв 12.5	14
Верейский горизонт	1290	1360	Тип долота Vмех	215.9 тз-гау r40 5.8	215.9 сз-гау r53 3.9	215.9 сз-гв 8.5	215.9 сз-гв 8.5	15
Башкирский ярус Серпуховский ярус	1360	1550	Тип долота Vмех	215.9 тз-гау r40 3.1	215.9 тз-гау r40 3.3	215.9 сз-гау r53 3.6	215.9 сз-гау r53 3.6	14
Окский надгоризонт	1550	1827	Тип долота Проходка на долото	215.9 сз-гау r53 182	215.9 тз-гау r40 174 215.9 тз-гау r40 4	215.9 сз-гау r53 135 215.9 сз-гау r53 44	215.9 сз-гау r53 182	13
Тульский горизонт Тульская плита Бобриковский горизонт	1827	1890	Тип долота Проходка на долото	215.9 сз-гау r53 90	215.9 сз-гау r53 207	215.9 сз-гау r53 126	215.9 сз-гау r53 207	14
Турнейский ярус	1890	2160	Тип долота Проходка на долото	215.9 тз-гау r40 195	215.9 сз-гау r53 94 215.9 сз-гау r53 191	215.9 сз-гау r53 170	215.9 тз-гау r40 195	14
Фаменский ярус Верхне - франский ярус	2160	2470	Тип долота Проходка на долото	215.9 сз-гау r53 13 215.9 сз-гау r53 174	215.9 тз-гау r40 372	215.9 сз-гау r53 351	215.9 Тз-гау r40 372	12
Семилукск+саргаевск горизонты	2470	2630	Тип долота Проходка на долото	215.9 сз-гау r53 171	215.9 сз-гв 15	215.9 сз-гау r53 92 215.9 сз-гау r53 47	215.9 сз-гау r53 171	15
Кыновский горизонт	2630	2660	Тип долота Проходка	215.9 тз-гау r40 99	215.9 тз-гау r40 117	215.9 сз-гау r53 103	215.9 Тз-гау r40 117	14
Пашийский горизонт	2660	2730	Тип долота Проходка на долото		215.9 тз-гау r40 23 215.9 тз-гау r40 37	215.9 сз-гв 5	215.9 тз-гау r40 30	14
Муллинские слои	2703	2750	Тип долота Проходка		215.9 сз-гв 10		215.9 сз-гв 10	14

Таблица 2.3 Способы бурения, расширки (проработки) ствола скважины и основные параметры проведения технологической операции

Интервалы по стволу, м	Вид технологической операции	Шифр долота	Привод долота	Осевая нагрузка на долото, т	Частота вращения об/мин
От (верх)	До (низ)
0	30	Бурение	393.7 с-цв	Тсш-240
0	30	Проработка	393.7 с-цв	Тсш-240
30	240	Бурение	295.3 сз-гну r23	То-240
30	240	Проработка	295.3 сз-гну r23	То-240
240	1450	Бурение	215.9 сз-гв	Д2-195	12-15
1450	1900	Бурение	215.9 сз-гау r53	Ротор	13-14	45-60
1900	2460	Бурение	215.9 тз-гау r40	Ротор	12-14	45-60
2460	2550	Бурение	215.9 сз-гау r53	Ротор	15	45-60
2550	2720	Бурение	215.9 тз-гау r40	Ротор	14	45-60
2720	2750	Бурение	215.9 сз-гв	Ротор	14	45-60
240	2750	Проработка	215.9 сз-гв	Ротор	12-15	45-60

Таблица 2.4 Расчет времени механического бурения, расход долот и число рейсов (долбления) по интервалам бурения

Бурение под обсадную колонну	Расход долот	Время механического бурения, часы
Диаметром, мм	В интервале, м	Типоразмер долот и бурильных головок	Количество по интервалам	Данным долотом	Всего на интервал
	От	До
324	0	30	393.7 с-цв	1	1	1
245	30	240	295.3 сз-гну r23	1	11.9	11.9
146	240	2750	215.9 сз-гв 215.9 сз-гау r53 215.9 тз-гау r40	6 4 5	11.0 334.4 320.5	764.9

При бурении под направление используют долота типа 393.7 с-цв: - трехшарошечное долото, с центральной промывкой, диаметром 393.7мм, для бурения пластичных неабразивных пород средней твердости.

Вооружение долота из выфрезерованных зубьев.

При бурении под кондуктор используют долота типа 295.3 сз-гну r23: - трехшарошечное долото, с гидромониторной промывкой, диаметром 295.3мм, для бурения пород абразивных средней твердости.

Вооружение долота с твердосплавными зубьями.

Опоры шарошек изготовляют масло наполненные с автоматической подачей смазки, на одном подшипнике скольжения (остальные подшипники с телами качения).

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале бурения 240-1450м используют долота типа 215.9 сз-гв: - трехшарошечное долото, диаметром 215.9мм, применяют для бурения абразивных пород средней твердости.

Долото имеет гидромониторную промывку.

Вооружение долота с твердосплавными зубьями.

Опоры шарошек изготовлены на подшипниках с телами качения.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале бурения 1450-2750м используют долота типа 215.9 сз-гау r53 и 215.9 тз-гау r40: - трехшарошечное долото, диаметром 215.9мм, для бурения абразивных средней твердости и твердых абразивных породы.

Долото имеет гидромониторную промывку.

Долота низкооборотистые для бурения роторным способом.

Опоры шарошек изготовляют на двух и более подшипниках скольжения, маслонаполненные, с автоматической подачей смазки.

Вооружение долота с твердосплавными зубьями.

Количество и тип долот были выбраны на основе каждого стратиграфического горизонта и средней величины работы каждого долота по трем соседним скважинам, исходя из средней механической скорости бурения и максимальной проходки на скважину.

Разнообразные геологические условия в которых работают турбобуры, вызвало необходимость создания большого количества различных конструкций и разновидностей турбобуров, отвечающих требованиям технологии проводки скважины.

На основе анализа техноэкономических показателей достигнутые при бурении на данной площади, и исходя из опыта бурения в отрадненском убр, решим принять для бурения следующие типы забойных двигателей по интервалам бурения.

При бурении под направление 0-30м используем турбобур типа тсш-240.

При бурении под кондуктор 30-240м используем турбобур типа тсш-240.

Турбобур типа тсш-240 имеет следующие данные, односекционный, многоступенчатый, шпиндельный, имеет диаметр 240мм, частота вращения в рабочем режиме 420об/мин, расход жидкости 32л/с, момент на валу в рабочем режиме 3.0кнм.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале бурения 240-1450м применяем винтовой двигатель типа д2-195.

Этот винтовой двигатель двухсекционный, имеет диаметр 195мм, частота вращения в рабочем режиме 80об/мин, расход жидкости 25л/с, момент на валу в рабочем режиме 3.1кнм.

На первом этапе развития вращательного бурения основной функцией промывочной жидкости было непрерывное удаление с забоя и из ствола скважины обломков разбуриваемых пород.

в дальнейшем функции ее постепенно расширялись, а требования к составу и свойствам возрастали.

При бурении промывочная жидкость должна:

1) обеспечивать эффективную и полную очистку забоя от выбуренных частиц и вынос их на дневную поверхность;

2) удерживать выбуренные частицы во взвешенном состоянии и предотвращать осаждение их на забой при прекращении промывки;

3) способствовать повышению устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины;

4) создавать на стенки скважины противодавление, достаточное для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов. Это давление, однако, не должно быть чрезмерно высоким во избежание резкого снижения эффективности бурения, а также гидравлического разрыва пород или раскрытия естественных микротрещин и поглощения промывочной жидкости;

5) хорошо охлаждать трущиеся поверхности, прежде всего долота;

6) обеспечивать хорошую смазку трущихся поверхностей, особенно опор долота, даже при высоких контактных давлениях между ними;

7) не ухудшать коллекторские свойства продуктивных горизонтов;

8) обладать закупоривающими свойствами, т. Е. Создавать в порах и микротрещинах стенок скважины тонкую, плотную, малопроницаемую корку, достаточно прочно связанную с горными породами и препятствующую проникновению в них не только самой промывочной жидкости, но и ее фильтрата;

9) иметь высокую термостойкость при проходке высокотемпературных скважин и низкую температуру замерзания, а также небольшую теплопроводность при бурении в многолетнемерзлых породах;

10) быть достаточно инертной к воздействию обломков выбуренных пород и минерализованных пластовых вод, но относительно легко поддаваться химической обработке при регулировании ее свойств;

11) облегчать или не затруднять разрушение породы забоя долотом;

12) не содержать, по возможности, компонентов, способных оказывать сильное абразивное воздействие на оборудование;

13) защищать буровое оборудование и инструмент от коррозии;

14) достаточно легко прокачиваться буровыми насосами;

15) состоять в основном из дешевых и недефицитных материалов.

Промывочная жидкость передает энергию от буровых насосов, установленных на поверхности, забойному двигателю при турбинном бурении, а также на забой, особенно при применении гидромониторных долот.

При бурении скважин наиболее широко используют жидкости на водной основе; за ними следуют газообразные агенты и аэрированные жидкости.

Основным руководством при выборе рецептуры и нормировании показателей бурового раствора можно считать технологические регламенты. Также необходимо, чтобы промывочная жидкость на протяжении всего закачиваемого интервала бурения могла выполнять все свои основные функции и сохранять стабильность своих показателей.