Реферат: Бурение нефтяных и газовых скважин

1. Введение

Местоположение изучаемого месторождения

В административном отношении Талинская площадь принадлежитОктябрьскому району Ханты – Мансийского автономного округа Тюменской области.Она находится на левом берегу реки Оби и представляет собой холмисто– увалистуюравнину с глубоким долинно — балочным эрозионным расчленением. Абсолютныеотметки рельефа изменяются в пределах 33- 206м, на большей части площади 150-160м, т. к. район работ относится к южному окончанию тектоническогоприподнятого участка, который протягивается от реки Хугорт до верховьев рекиНягань (на 110- 120км).

Красноленинскоенефтегазоконденсатное месторождение открыто в1962 году. В составКрасноленинского месторождения входят Талинская, Ем- Еговская, Пальяновская,Каменная, Ингинская, Восточно- Ингинская, Сосново- Мысская, Лебяжья,Постнокортская, Елизаровская и Логовая площади.

Свод расположен на юго-западе нефтегазоносной провинции, отделяясь от сопредельных положительныхструктур с востока- Елизаровским прогибом, с запада- Мутойской котловиной. Наюге через Поттымскую седловину Красноленинский свод соединяется Шаимскиммегавалом.

Талинская площадьзанимает западную часть Краноленинского нефтегазоконденсатного месторождения,размеры которого составляют 100*131км.

Таблица 1.1 Сведения орайоне буровых работ

Наименование, единица измерения Значение (текст, название, величина) Площадь (месторождение) Талинская площадь Красноленинского месторождения Год ввода площади в разработку 1981 Административное расположение: — республика Российская Федерация — область (край, округ) Тюменская (Ханты-Мансийский) — район Ханты-Мансийский, Октябрьский Температура воздуха:

— среднегодовая, оС

-2,9

— наибольшая летняя, оС

+35

— наименьшая зимняя, оС

-49 Максимальная глубина промерзания грунта, м 1,6

Продолжительность отопительного

периода, сутки

261 Преобладающее направление ветров

зимой З

летом С

Наибольшая скорость ветра, м/с 24 Многолетнемерзлые породы, м отсутствуют

Таблица 1.2 Сведения оплощадке строительства буровой

Наименование, единица измерения Значение (текст, название, величина) Рельеф местности Равнинный, слабо всхолмленный Состояние местности Заболоченная с озерами Толщины: — снежного покрова, см 70-120 — почвенного слоя, см 30-40 Растительный покров Сосново-березовый лес Категория грунта Торфяно-болотные, пески, суглинки, глины, супеси

Таблица 1.3 Oсновные проектные данные

Hаименование данных Значение Номер нефтерайона 5В Месторождение (площадь) Талинская площадь Красноленинского месторождения Цель бурения эксплуатация Назначение скважины добыча нефти Способ бурения роторный, турбинный Вид скважины горизонтальная Проектный горизонт Кора выветривания (К.В.) Проектная глубина, м:  - по вертикали 2820  - по стволу 3663 Среднее проектное отклонение забоя по кровле пласта, м 1000 Металлоемкость, кг/м 31,5 Тип буровой установки Уралмаш-3000 ЭУК-1М Класс буровой установки 5 Вид привода электрический Тип вышки ВМР-45х200У Оснастка талевой системы 4х5 Номер основного комплекта бурового оборудования 25 Установка для испытаний безоттяжечный подъемник типа «Купер», AIRAI, АПРС-50 Число объектов испытания в колонне 1 Проектная скорость бурения, м/ст-месяц 1850

Tаблица 1.4 Oбщиесведения о конструкции и интервалах бурения скважины

Интервал, м № Hазвание колонны Диаметр, бурения спуска колонн п/п мм По вертикали По стволу По вертикали По стволу 1 Направление 324,0 0-60 0-60 0-60 0-60 2 Кондуктор 245,0 60-700 60-732 0-700 0-732 3 Эксплуатационная 168,0 0-2750 0-2944 0-2750 0-2944 4 Пилотный ствол 215,9 2750-2850 2944-3102 - - 5 Хвостовик 114,0 2750-2820 2944-3663 2702-2820 2874-3663

2. Геологическаячасть

2.1 Тектоника

Красноленинский свод в морфологическомотношении представляет собой слабовытянутую структуру северо-западного простиранияс размерами длиной и короткой оси 165-117 км соответственно.

С севера свод отделен от сопредельныхположительных структур того же ранга Елизаровским мегапрогибом, а с запада и с северо-запада граничит с Шеркалинской моноклиналью. Мутомская котловина ограничивает Красноленинскийсвод с запада. С юга, посредством Потымской седловины, происходит его сочленениес Шаимским мегавалом.

Амплитуда свода по отражающемугоризонту Б (верхняя юра) составляет относительное днище мутомской котловины 100-150 м, а относительно восточного моноклинального склона 300-350 м.

Таким образом свод в современномструктурном плане представляет собой тектонический элемент с региональным падениемслоев в восточном направлении в сторону Ханты-Мансийской впадины.

В границах собственно Красноленинскогосвода выделяется ряд структур второго порядка: Ендырьская, Потымецкая и Средненадымская.Первые два разделяются Кальмановским прогибом.

В настоящее время наиболеедетально в тектоническом отношении изучен Талинский вал и Ем-Еговская площадь. В1994-95 г.г. в пределах указываемых объектов проводились детальные сейсмологическиеработы.

Имеющиеся на сегодня данныесейсморазведочных работ позволяет выделить в разрезе тюменской свиты отражающийгоризонт Т2 (первый во времени устойчивый горизонт над палеозоем). Данныйгоризонт привязывается к кровли шеркалинского, осадочные породы которого выполнялиэрозионно-тектонические врезы в рельефе доюрской эрозионной поверхности.

В пределах талинского валапо кровли доюрского основания выделяются, как уже отмечалось, три антиклинальныескладки: Талинская, Северо-Талинская и Южно-Талинская, а в прилегающей части Потымскойседловины — две: Валентиновская и Малохорская.

По кровле продуктивного пластаЮК11 структурный план наряду с некоторым выхолаживанием, в целом сохраняеточертания кровли доюрского основания. Это объясняется тем, что отложения пластанакапливались в прогибах, разделяющих вышеперечисленные структуры третьего порядка.

По кровле тюменской, баженовской,фроловской свит и вышележащих стратиграфическим горизонтам одновременно с продолжающимсявыхолаживанием снизу вверх, наблюдается перестройка Талинской, Северо-Талинскойскладок в структурный нос, раскрывающийся в северном направлении.

Анализ полеоструктурных карти профилей показал, что Талинский вал и осложняющие его локальные поднятия, отмеченныев промежутке времени, развивались комфортно. В тоже время отмечается и незначительнаяперестройка структурного плана. Так на ранних этапах развития Талинского вала вего северной части существовал неглубокий прогиб, отделяющий Северо-Талинское поднятиеот собственно Талинского. В более позднее время этот прогиб трансформировался вседловину, а затем постепенно выхолаживался и совсем исчез.

Уже на раннем этапе в пределахисследуемой площади намечались черты современного структурного плана по подошвеосадочного чехла, окончательное формирование которого завершилась в неоген-четвертичноевремя, когда Красноленинский свод испытал наклон в юго-восточном направлении. Вследствиеэтого резче обозначились Талинское, Южно-Талинское, Валентиновское и Малахорскоеподнятия.

2.2 Литолого-стратиграфическаяхарактеристика разреза скважины

Таблица 2.1 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания икоэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания, м

Стратиграфическое

подразделение

Элементы залегания (падения) Коэффициент кавернозности интервала от до название индекс пластов по подошве (средневзвешенная вели- (кровля) (подошва) угол чина) град мин. 40 четвертичные отл. Q - - 1,3 40 200 новомихайловская св.

Р2/3-Р1/3

- - -"- 200 330 чеганская свита

Р1/3-Р3/2

- - -"- 330 500 люлинворская свита

Р2/2

- - -"- 500 620 талицкая свита

Р1

- - -"- 620 670 ганькинская свита

К2

- - -"- 670 920 березовская свита -"- - - -"- 920 960 кузнецовская свита -"- - - -"- 960 1210 уватская свита

К2-К1

1 - -"- 1210 1480 ханты-мансийская св.

К1

1 - 1,4 1480 1760 викуловская свита -"- 1 - -"- 1760 1790 кошайская свита -"- 1 - -"- 1790 2380 фроловская свита -"- 1 - 1,3 2380 2430 баженовская свита

J3

1 - 1,2 2430 2480 абалакская свита -"- 1 20 -"- 2480 2750 тюменская свита

J1-2

1 20 1,25 2750 2850 кора выветривания К.В.  до 2 - 1,1

Таблица 2.2 Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс Интервал, Описание горной породы: стратиграфи- М полное название, характерные признаки ческого от до (структура, текстура, минеральный состав и т.п.) подразделения (верх) (низ) Q 40 Пески, супеси, глины, алевриты

Р2/3-Р1/3

40 200 Глины, алевриты з/серые слоистые с глауконитом, диатомиты, глины серые, пески м/з, алевриты, пески кварцевые с прослоями алевролитов, глины з/серые

Р1/3-Р3/2

200 330 Глины з/серые, желтовато-зеленые, листоватые, алевритистые с пропластками алевролитов и линзочками бурых углей

P2/2

330 500 Глины з/серые, диатомовые, алевритистые, иногда опоковидные, диатомиты светло-серые, опоки серые, с/серые, глины с прослоями кварц-глауконитого песчаника

P1

500 620 Глины темно-серые алевритистые в верхах опоковидные с линзами алевролитов

К2

620 670 Глины зеленовато-серые, известковистые, часто опоковидные

К2

670 920 Глины зеленовато-серые, т/серые с прослоями опоковидных глин, опоки

К2

920 960 Темно-серые, серые и зеленовато-серые глины с прослоями алевролитов

К2 – К1

960 1210 Алевролиты серые и светло-серые с прослоями песков, песчаников и известняков

К1

1210 1480 Глины и алевролиты серые с прослоями песков и содержанием углистого детрита, с прослоями глинистых известняков и сидеритов

К1

1480 1760 Пески м/з серые и светло-серые, глинистые, песчаники и алевролиты серые с прослоями глин

К1

1760 1790 Аргиллиты серые, темно-серые с частыми тонкими прослоями светло-серых алевролитов и глинистых известняков, характерен углистый детрит

К1

1790 2380 Аргиллиты темно-серые с прослоями глинистых известняков, сидеритов

J3

2380 2430 Аргиллиты т/серые битуминозные, слабо слюдистые с прослоями алевролитов серых в основании

J3

2430 2480 Аргиллиты массивные с прослоями алевролитов и песчаников серых

J1-2

2480 2750 Переслаивание алевролитов, аргиллитов, песчаников, аргиллиты серые и т/серые с прослоями алевролитов и сидеритов, песчаники серые и светло-серые, глинистые, присутствует углистый детрит К.В. 2750 2850 Выветрелые породы, представленные сильно измененными породами фундамента эффузивные породы и их туфы, иногда с прослоями песчаников и аргиллитов

Таблица 2.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

/>

Таблица 2.4 Давление и температура по разрезу скважины

/>

2.3 Водоносность

Таблица 2.5

/>

2.4 Нефтеносность

Таблица 2.6

/>

2.5 Возможные осложненияпо разрезу скважины

Таблица 2.7 Поглощение бурового раствора

/>

Таблица 2.8 Нефтеводопроявления

 Индекс стратиграфического Интервал, м Вид проявляемого Условия возникновения подразделения

от

(верх)

до (низ)

флюида

(вода, нефть, газ)

К2-К1

960 1760 вода Снижение гидростатического

ЮК1

2430 2445 возм. нефть давления в скважине из-за:

ЮК2-9

2480 2580 нефть — недолива жидкости;

ЮК10

2620 2640 нефть — подъема инструмента с «сальником»;

ЮК11

К.В.

2700

2750

2720

2850

нефть

возм.нефть

— снижение плотности жидкости,

заполняющей скважину ниже допустимой величины

Таблица 2.9 Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического

Интервал,

М

Условия возникновения подразделения от (верх) до (низ)

К2-К1

ЮК10-11

960

2620

1760

2720

Отклонение параметров бурового раствора от проектных, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО

Примечание: Способыликвидации прихватов и других аварий разрабатываются буровой организацией.

Таблица 2.10 Прочие возможные осложнения

Интервал, м Вид Характеристика (параметры) от (верх) до (низ)

(название

осложнения)

осложнения и условия

возникновения

960 1760 разжижение бурового раствора Создание противодавления на водонасыщенные пласты устраняются повышением плотности промывочной жидкости

960

1480

2480

1210

1760

2750

сужение ствола скважины

-"-

Естественный процесс набухания глин при длительном монтаже их с раствором на водной основе. Осложнение устраняются проработкой этих интервалов

2.6 Отбор керна

Индекс

стратиграфического

Интервал, м Метраж отбора керна, м подразделения от (верх) до (низ) К.В. 2750 2780 30 Всего: 30 м

Примечания: 1. Шлам игрунты отбираются на усмотрение геологической службы.

2. Керн отбирается винтервале пилотного ствола.

2.7 Комплекс промыслово-геофизических исследований скважины

/>

Примечания: 1. + — Промыслово-геофизические исследования проводятся в интервалах бурения,указанных в таблице.

2. Å — Промыслово-геофизическиеисследования проводятся в одной из скважин куста.

3. Система доставкиприборов в горизонтальном участке ствола «Горизонталь».

4. Комплекс составлен наосновании «Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовыхскважинах» (г.Москва, 1999г.) и «Технической инструкции по проведениюгеофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах»(г.Москва, 2001 г.).

2.8 Работы по испытанию вобсаженном стволе и освоение скважины

Таблица 2.13 Испытание продуктивных горизонтов

/>

Примечание: *Нефтьзакачивается в зафильтровое пространство перед спуском колонны-хвостовика.

3.Технологическая часть

3.1проектированиеконструкции скважины

Расчет глубины спуска кондуктора

Минимально необходимаяглубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрывапород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений. Существует рядметодик для определения глубины спуска кондуктора, оборудованного противовыбросовымоборудованием. Наиболее приемлемой для практических расчетов считаем формулу (10)«Методика определения глубины спуска кондуктора или промежуточнойколонны», cборник ISSN 0136-8877, СибНИИНП, 1980г. (стр.87). В отличии отдругих формул, в том числе формулы АзНИПИнефти, исходная информация длярасчетов по формуле (10) является наиболее простой, достоверной и минимальной:

/>

где: Ру — ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытияустья, кгс/см2; Рпл — пластовое давление проявляющегогоризонта, кгс/см2; ℓкр — глубина кровли (повертикали) проявляющего горизонта, м; С — градиент гидроразрыва пород в зонебашмака кондуктора.

При бурении под эксплуатационную колонну по данному проектубудут вскрыты нефтяные пласты ЮК1, ЮК2-9, ЮК10,ЮК11 и пилотным стволом будет вскрыт пласт К.В. Максимальноеустьевое давление возникает при нефтепроявлении и закрытии устья из пласта К.В.(худшие условия): ℓкр.=2750 м, Рпл.к.в.=275 кгс/см2,gн=0,781 гс/см3, Ка=1,0.

Ру = 275 — 0,1 х 0,781 х 2750 » 60 кгс/см2.

Тогда минимальнонеобходимая глубина спуска кондуктора будет равна:

/>

Глубина спуска кондукторав проекте принята 700 м в соответствии с п. 21 «Задания на проектирование».

Проверочный расчетглубины спуска кондуктора на условие предотвращения гидроразрыва пород у егобашмака:

— давление гидроразрывапород у башмака кондуктора будет:

Рг-ва700= 0,19 х 700 = 133 кгс/см2;

— внутреннее давление у башмака кондуктора при возможномнефтепроявлении и закрытом устье будет:

Рв700=275-0,1х0,781х(2750-700) »115 кгс/см2.

Запас прочности пород нагидроразрыв:

/>

Таблица 3.1 Конструкция скважины

/>

Примечание:

Шифры обсадных труб:

ОТТМА — трубы страпецеидальной резьбой ОТТМ по ГОСТ 632-80 исполнения А.

БТС – отечественныеобсадные трубы с резьбой «Батресс» поТУ 39.0147016.40-93 Выксунского завода или других заводов изготовителей.

ФС – фильтр скважинныйконструкции НПО «Буроваятехника» ВНИИБТ,изготовление завода АОО «Тяжпрессмаш»г. Рязань.

Проектный профильскважины выбирается с учетом условий ее дальнейшей эксплуатации и должен бытьтехнически выполним при использовании существующих технических средств,обеспечивая при этом проходимость геофизических приборов, обсадных и бурильныхколонн.

По данному проектупредусматривается строительство горизонтальных скважин. В соответствии сзаданием на проектирование, строительство скважин намечается производить сосредним смещением на точку входа в пласт К.В. — 1000 м и длиной горизонтального участка 500 м.

Профиль ствола скважины

/>

При этом для профиляучтено требование «Задания на проектирование» в том, чтобы на первомучастке набора угла интенсивность искривления была i1=1,5о на 10 м, на втором участке набора угла i2=1,74о на 10 м, на участке стабилизации после набора кривизны при бурении под эксплуатационную колонну (винтервале установки насосов) зенитный угол не превышал 40о.

Проектный тип профилявключает пять интервалов, из них один вертикальный, два интервала увеличениязенитного угла, один интервала стабилизации и горизонтальный участок.

На первом интервалеувеличения с интенсивностью 1,50на 10м на глубине 232 м – по вертикали ( 234 м – по стволу) набирается зенитный угол 20,15 град., радиус искривленияпри этом составляет 382 м. Участок стабилизации набранного угла заканчиваетсяна глубине 2604м – по вертикали (2761м – по стволу). Второй участок увеличенияугла 2604-2820м – по вертикали (2761-3163м – по стволу) бурится с интенсивностью1,740на 10 м, радиус искривления при этом составляет 329 м. Зенитный угол в конце интервала достигает значения 900. Затем под этим угломбурится горизонтальный участок длиной 500 м.

При обеспечении данноготипа профиля скважины отклонение забоя по кровле пласта К.В. составит 1000м,общая длина ствола скважины в продуктивном пласте составит 719 м, а общее отклонение скважины на конец бурения составит 1703 м.

С целью успешной проводки горизонтального ствола в первойскважине куста предусматривается бурение наклонного пилот-ствола со вскрытиемпродуктивного пласта К.В. для уточнения геологических данных (глубинызалегания, мощности пласта, продуктивности и т.д. по данным ГИС (комплекс ГИСприведен в табл. 2.12 данного проекта).

После проведения ГИС пилотный ствол ликвидируется всоответствии с инструкцией [114] и производится забурка основного стволаскважины.

Результаты расчета проектного профиля и пилотного стволаприведены в таблице 3.2 и рис. 3.1.

При строительстве каждой конкретной горизонтальной скважины,профиль скважины и пилота рассчитывается специалистами УБР (Подрядчика) поисходным данным, выданным геологической службой Заказчика. Проектный профильосновного и пилотного ствола согласован с технологической службой Заказчика.

Управление искривлениемпри бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну и контроль за траекториействола скважины проводится с помощью телеметрической системы СИБ-1.

При бурении под хвостовикконтроль за траекторией ствола скважины осуществляется с помощьютелеизмерительной системы MWD-350фирмы «Sperry-Sun».

Контроль за траекториейскважины при бурении пилотного ствола производится с помощью телеметрическойсистемы СИБ-1.

Возможно применениедругих типов телесистем по согласованию Заказчика и Подрядчика.

Компоновки низа бурильной колонны по проектному профилю ипилотному стволу приведены в таблице 8.2.

Таблица 3.2 Параметры профиляствола горизонтальной скважины на Талинской площади Красноленинского месторождения

/>

Примечания: 1.Началоинтервала набора зенитного угла, глубина окончания интервала стабилизации и другиепараметры кри-визны для каждой скважины, бурящейся с кустовой площадки,выбирается в соответствии с требованиями РД 39-0148070-6.027-86«Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяныхместорождениях Западной Сибири» и изменения №1 утвержденного 11.01.1990г.,с учетом конкретных геолого-технических условий бурения.

2.Расчет обсадных колонн для каждой скважины, построенной по данномугрупповому проекту, необходимо производить с учетом фактическойпространственной интенсивности искривления ствола в соответствии с «Инструкциейпо расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», Москва, 1997 г. (АООТ «ВНИИТнефть»).

3.2 Способы, режимыбурения, шаблонировки (проработки) ствола скважины и применяемые КНБК

/>

Примечание: Проработкиствола скважины перед спуском всех колонн производятся только при наличииосложнений (затяжки и посадки бурильного инструмента или каротажных приборов,наличии уступов и т.п.). При отсутствии осложнении производится шаблонировкаствола скважины и промывка на забое с доведением параметров бурового растворадо проектных.

3.3 Буровые растворы

нефтянойскважина бурение колонна

При проходке интервалапод направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения ирыхлые песчаники, поэтому буровой раствора должен обладать высокой выносящейспособностью, обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины и обладатьхорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов буровогоинструмента. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностьюи структурно-реологическими характеристиками и невысоким значением показателяфильтрации (6-8 см3 за 30 минут).

При бурении подэксплуатационную колонну используется глинистый раствор, оставшийся послебурения интервала под кондуктор, который с помощью системы очистки доводится доплотности 1,10 г/см3 и обрабатывается химическими реагентами длядостижения параметров раствора, указанных в регламенте.

Для обработки раствораиспользуются акриловые полимеры сайпан и сайдрил (или дк-дрилл). Для этого вглиномешалке на 4 м3 технической воды затворяется 20 кг сайпана и 4 кг дк-дрилла (сайдрила). В приемные емкости буровых насосов одновременно подаетсяглинистая суспензия и водный раствор полимеров. В дальнейшем раствор полимеровготовится из расчета 15 кг сайпана и 3 кг дк-дрилла (сайдрила) на 4 м3 технической воды.

Разбуривание пилотногоучастка ствола скважины производится на растворе с параметрами и расходамихим.реагентов аналогичными последнему интервалу бурения под эксплуатационнуюколонну.

Для бурения подколонну-хвостовик в соответствии с заданием (приложение 1) предусмотрено использованиебиополимерного раствора Flo-Pro — безглинистого раствора на воднойоснове, который разработан для вскрытия продуктивных пластов наклонными и горизонтальнымискважинами.

Расчет плотности буровогораствора по интервалам бурения (все глубиныуказаны по вертикали)

Плотность буровогораствора в интервалах совместимых условий бурения определяется в соответствиип.2.7.3.2-2.7.3.7 ПБ НиГП [4].

Интервалы бурения поднаправление (0-60 м), кондуктор (60-700 м) и эксплуатационную колонну (700-2750 м) и колонну-хвостовик (2750-2820 м) являются интервалами совместимыхусловий бурения.

Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое(поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в этом интерваленормальное (коэффициент аномальности Ка= 1,00).

Следовательно, плотностьбурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см3.При этом п.2.7.3.3 допускает превышение гидростатического давления столбабурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см2. С цельюобеспечения устойчивости стенок скважины (п.2.7.3.5) проектом предусмотрена плотностьбурового раствора при бурении под направление и кондуктор – 1,16-1,18 г/см3.Интервал 700-1200 м разбуривается на растворе r=1,10 г/см3.

Для интервалов бурения от1200м до проектной глубины превышение гидростатического давления столбабурового раствора над пластовым давлением должно составлять не менее 5%, но непревышать 25-30 кгс/см2.

Пластовое давление винтервалах 1200-2620 и 2750-2820м нормальное (Ка=1,0). Следовательно,плотность бурового раствора должна быть не менее 1,05 г/см3 в этих интервалах.В интервале 2620-2750м Ка=0,9, следовательно, плотность бурового растворадолжна быть не менее 1,01 г/см3 в интервале 2620-2750 м.

С учетом опытапрохождения бурением Фроловской свиты (интервал 1790-2390 м) плотность бурового раствора принята 1,14-1,16 г/см3.

Бурение подколонну-хвостовик (интервал 2750-2820 м) осуществляется на растворе плотностью1,05 г/см3.

При бурении, из-подкондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технологическихусловий бурения, выделены интервалы: 700-1000м; 1000-1750м; 1750-2600м,2600-2750м и 2750-2820 м. Плотность бурового раствора в указанных интервалахвыбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровыхработ на месторождении и регионе в целом, а также требований пп.2.7.3.1-2.7.3.5 ПБ НиГП [4].

Репрессия на стенкискважины ограничивается п. 2.7.3.3.

3.4 Выбор бурильногоинструмента

Расчет бурильных колоннпо интервалам бурения производится в соответствии с «Инструкцией порасчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин», М., 1997г., нижеименуемой «Инструкцией».

Расчет бурильной колонныдля бурения под каждую обсадную колонну производится в зависимости от принятойконструкции и профиля скважины и проектной технологии поинтервального углубления,в том числе:

состава и веса компоновокниза бурильной колонны (КНБК);

осевых нагрузок надолото;

плотностей и расходовбурового раствора по интервалам бурения.

При этом для расчетоввыбираются наихудшие условия работы принятого типоразмера бурильной колонны намомент окончания бурения под обсадную колонну, то есть при максимальной длине бурильнойколонны и режима бурения. Затем производится проверка прочности выбранныхсекций бурильной колонны для наклонно направленных скважин при бурениивышележащих интервалов по профилю и технологической необходимости использованиядругих КНБК и режимов бурения. При этом длина секции бурильных труб снизу изменее прочной стали не меняется, а проверяется прочность сечения ее «головы»и прочность сечения «низа» верхней секции из более прочной стали приперемещении их общего сечения в наиболее опасное верхнее сечение профиля(обычно в сечении начала набора зенитного угла). При необходимости (недостаточнойпрочности) длина нижней секции уменьшается, а длина более прочных труб увеличивается.

В соответствии с «Инструкцией»производится расчет колонны бурильных труб (КБТ):

на статическую прочность(турбинный и роторный способы бурения);

на выносливость (роторныйспособ бурения).

Для расчетовбурильной колонны на прочность выделяются опасные сечения (по длине ствола) длянаклонно направленных скважин в соответствии с проектным профилем (см. табл.6.2; рис. 6.1):

— сечение над УБТ;

— сечения начала участковнабора зенитного угла;

— сечения начала участковстабилизации;

— устье скважины;

а также:

— сечения переходабурильных труб по типоразмеру.

для горизонтальных скважиндополнительно:

— сечение началагоризонтального участка.

Исходные данные длярасчета бурильной колонны при бурении под эксплуатационную колонну

1. Способ бурения – сиспользованием объемного двигателя с регулируемым углом при возможном проворотеротором при осложнениях при бурении на 2ом участке набора зенитногоугла и при бурении пилотного ствола;

- для расчетовпринимаем роторный способ бурения.

2. Скважинагоризонтальная с двумя участками набора зенитного угла и с одним участкомстабилизации – см. рис.3.1 и табл.3.2 проекта.

3. Интервал 0-700м – повертикали (732м –по стволу) закреплен кондуктором Æ 245мм.

4. Диаметр долота Дд = 215,9 мм.

5. Диаметр УБТ = 178 мм – 25 м.

6. Бурильная колоннанабирается из стальных бурильных труб ПК-127´9,19 стали «Д» – 700м и легкосплавных бурильныхтруб ЛБТ 147х11 мм, сплав Д-16-Т.

Приведенный вес 1п.м.труб ПК-127´9,19стали «Д» g = 31,22 кг, Fт = 34,05 см2, Fк = 92,63 см2, J = 594,2 см4, Wи = 93,49 см3, Æ замка = 162,0 мм.

Приведенный вес 1п.м.труб ЛБТ 147х11 м, сплав Д-16-Т g = 16,5 кг, Fт = 47,0 см2, Fк = 122,72 см2, J = 1094 см4, Wи = 148,8 см3, Æ замка = 172,0 мм.

7. Удельный вес буровогораствора gж = 1,16 г/см3.

8. Потери давления вдолоте и забойном двигателе – 136 кгс/см2.

9. Породы среднейтвердости.

10. Бурение предусматривается на 2-омучастке набора зенитного угла и на участке пилотного ствола с использованиемКНБК № 10,13 (табл.3.15).

11. Общий вес КНБК – Qо = 5719 кгс.

Исходные данные длярасчета бурильной колонны при бурении под хвостовик

Исходные данные для расчета:

1. Способ бурения –с использованием объемного двигателя с отклонителем и проворотом ротора;

- для расчетовпринимаем роторный способ бурения.

2. Скважинагоризонтальная с двумя участками набора зенитного угла, с одним участкомстабилизации и с горизонтальным участком – см. рис.3.1 и табл.3.2 проекта.

3. Интервал 0-2750м– по вертикали (2944м – по стволу) закреплен эксплуатационной колонной Æ 168мм.

4. Диаметр долота Дд= 144,0 мм.

5. Диаметр УБТ(диамагнитные) Дубт = 120мм.

6. Бурильная колоннанабирается из стальных бесшовных бурильных труб с наружной высадкой иприварными замками ПН 89´9,35 стали «Л» по ГОСТ Р 50278-92.

Приведенный вес 1п.м. ПН89х9,35«Л» g=21,73кг,Fт=23,48см2, Fк=38,60см2, J=188,1см4, Wи = 42,31см3, Æ замка = 127мм.

7. Частота вращенияколонны n = 80 об/мин.

8. Удельный весбурового раствора gж = 1,05г/см3.

9. Потери давления вдолоте и забойном двигателе – 93 кгс/см2.

10. Породы среднейтвердости.

11. Бурение подхвостовик предусматривает использование КНБК № 16 (табл. 3.15).

12. Общий вес КНБК №16 – Qо = 1068 кгс.

Таблица 3.4 Конструкция бурильных колонн

/>

Примечания к таблице 3.4: 1. Расчет бурильных колонн прибурении под эксплуатационную колонну (в том числе пилотный ствол) и при бурениипод хвостовик произведен согласно «Инструкции по расчету бурильных колонндля нефтяных и газовых скважин», Москва, 1997г., с учетом возможногопроворота колонны ротором.

2. Нормативные(минимально допустимые) запасы прочности для бурильной колонны:

Коэффициент запаса напластическую прочность:

— турбинное бурение-1,40;

— роторное бурение- 1,50.

Коэффициент запаса поусталости:

— роторное бурение- 1,50.

3. Шифры труб:

УБТ- труба бурильнаяутяжеленная с проточкой под элеватор по ТУ 14-3-835-79;

ДУБТ — труба бурильнаядиамагнитная утяжеленная из комплекта «Sperry-Sun»;

ЛБТ — алюминиеваябурильная труба по ГОСТ 23786-79 (сплав Д-16-Т);

ПК — труба бурильная стальнаябесшовная с комбинированной высадкой концов и приваренными соединительнымизамками по ГОСТ Р 50278-92;

ТВКП-140 — труба ведущаяквадратного сечения (140х140мм) с коническим пояском по ТУ 14-3-755-78, ТУ39-01-04-392-78.

ПН – труба бурильнаястальная бесшовная с наружной высадкой концов и приваренными соединительнымизамками по ГОСТ Р 50278-92;

ВБТ-89К– ведущаябурильная труба квадратного сечения (89х89 мм) по 6328.000-00.00.00.ТУ.

Таблица 3.5Kомпоновки низа бурильных колонн(КНБК)

/>

/>

/>

/>

Примечания: 1 При строительстве скважин допускаетсяприменение других забойных двигателей, долот и элементов КНБК с учетом технологическогоопыта бурения наклонно-направленных горизонтальных скважин на месторожденияхСреднего Приобья, в соответствии с технологическими регламентами [27] и привыполнении п. 2.2.9 ПБ в НГП [4].

2. Контроль за проводкойствола скважины в интервале 100-732 м (по стволу) при бурении под кондуктор и винтервале 762-2944м (по стволу) при бурении под эксплуатационную колонну, винтервале 2944-3102 м (по стволу) при бурении пилотного ствола осуществляется сиспользованием отечественной телеметрической системы СИБ-1.

Контроль за проводкойствола скважины при бурении под хвостовик осуществляется с использованиемтелеметрической системы MWD-350«Sperry-Sun». Для контроля за траекторией ствола скважиныпри бурении эксплуатационную колонну (в том числе при бурении пилотного ствола)и колонну-хвостовик допускается применение других телесистем при согласовании сЗаказчиком.

3. Проработка стволаскважины перед спуском колонн производится только при наличии осложнений стволаскважины, компоновкой последнего долбления, в том числе интервалы наборазенитного угла при бурении и перед спуском колонн прорабатываются компоновокйдля набора зенитного угла. При отсутствии осложнений производится шаблонировкаствола скважины. После проработки или шаблонировки производится промывка стволаскважины на забое, до выравнивания свойств бурового раствора с доведением егопараметров до проектных (п. 2.7.7.9 «ПБ в НГП» [4]).

4. При замене компоновок(КНБК) или замене опорноцентрирующих элементов (ОЦЭ) на новые, следует усилитьвнимание при СПО бурильной колонны:

4.1. Не допускать посадокинструмента и его заклинивания в стволе скважины.

4.2. Ограничить скоростьпрохождения элементов КНБК при подъеме у башмака предыдущей колонны с цельюпредотвращения их зацепления.

5. При турбинном бурениипод эксплуатационную колонну на 2ом участке набора зенитного угла (втом числе при бурении пилотного ствола) и при бурении под колонну-хвостовикдопускается при необходимости производить проворот колонны бурильных трубротором с частотой вращения не более 80 об/мин.

6. Для возможностиочистки забоя скважины от посторонних предметов с промывкой и проработкойствола скважины на буровой рекомендуется иметь металлошламоуловитель МШУ/195 «Барс»НПП «СибБурМаш» г.Тюмень.

3.5 Выбор типов долот,режимов бурения

Бурение под направлениедиаметром 324мм в интервале 0-60м – по вертикали и по стволу производитсяроторным способом при частоте вращения ротора 60-80 об/мин шарошечным долотом III 393,7 М-ЦГВ (КНБК № 1 — табл. 3.15). Осевая нагрузка создается весоминструмента, расход бурового раствора 28,4 л/с.

Бурение под кондуктордиаметром 245мм глубиной спуска по вертикали 700м (732 м — по длине ствола) производится следующим образом:

Углубление вертикальногоучастка 100м производится турбинным способом: шарошечное долото III 295,3 МС3-ГНУ-R37, либо III 295,3 МСЗ-ГВУ-R201, турбобуром Т12РТ-240 или 3ТСШI-240 (1 секция) (КНБК № 2 — табл. 3.15).

Набор зенитного угла винтервале 100-232м — по вертикали (100-234м — по стволу) предусматриваетсяпроизводить долотом III 295,3 МС3-ГНУ-R37, либо III295,3МСЗ-ГВУ-R201, турбинный отклонитель ТО2-240 (угол перекоса 2 град.) (КНБК № 3 — табл. 3.15).

Углубление на участкестабилизации в интервале 232-700м — по вертикали (234-732м — по стволу)предусматривается производить турбобуром Т12РТ-240 или 3ТСШI-240 (2 секции) с долотом III 295,3 МС3-ГНУ-R37, III 295,3 МСЗ-ГВУ-R201 (КНБК № 4 — таблица3.15).Осевая нагрузка при бурении под кондуктор 5-7 т, расход бурового раствора56,8 л/с.

При наличии осложненийпри бурении интервал осложнений прорабатывается компоновкой последнегодолбления (шаблонируется при отсутствии осложнений), в том числе интервалнабора зенитного угла при бурении и перед спуском кондуктора шаблонируется(прорабатывается) компоновкой для набора зенитного угла (КНБК № 3 — табл. 3.15)с долотом III 295,3 М-ГВ, других интервалов (КНБК № 5 -табл. 3.15). Осевая нагрузка при шаблонировке (проработке)7-10 т, расход бурового раствора 56,8 л/с.

Бурение подэксплуатационную колонну диаметром 168мм с глубиной спуска по вертикали 2750м(2944м — по длине ствола) предусматривается производить по интервалам бурения:

— до глубины 1790м — повертикали (1893м — по стволу) шарошечным долотом III 215,9 М3-ГВ-R155, турбобуром 3ТСШI-195(3 секции) (КНБК № 6,7- табл. 3.15). Осевая нагрузка10-14 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.

— интервал 1790-2380м — по вертикали (1893-2522м — по стволу) – Фроловская свита шарошечным долотом III 215,9 М-ГАУ-R54М с винтовым забойным двигателем Д2-195 или ВЗД срегулируемым углом ДРУ-195РС, ДРУ-172РС (КНБК № 8 — табл. 3.15

Осевая нагрузка 14-17 т, расход бурового раствора 35,4 л/с;

— интервал 2380-2604м — по вертикали (2522-2761м — по стволу) шарошечным долотом III 215,9 МЗ-ГАУ-R02М с винтовым забойным двигателемД2-195 или ВЗД с регулируемым углом ДРУ-195РС, ДРУ-172РС (КНБК № 9 — табл. 3.15). Осевая нагрузка 10-19 т, расход буровогораствора 35,4 л/с;

— интервал 2604-2750м — по вертикали (2761-2944м — по стволу) шарошечным долотом III 215,9 МЗ-ГАУ-R02М с винтовым забойным двигателем срегулируемым углом ДРУ-195РС или ДРУ-172РС (КНБК № 10 — табл. 3.15). Осевая нагрузка 10-15 т, расход бурового раствора 35,4л/с.

Пилотный ствол:

— интервал 2750-2850 м – по вертикали (2944-3102 м – по стволу) шарошечное долото III 215,9 М-ГАУ-R02М, винтовой забойный двигатель с регулируемым углом ДРУ-195РС илиДРУ-172РС (КНБК №13 — табл.3.15). Осевая нагрузка 10-15 т, расход буровогораствора 35,4 л/с.

Перед спуском эксплуатационнойколонны производится шаблонировка ствола скважины с использованием КНБК № 14 — таблица 3.15, при осложнениях ствол скважины прорабатывается. Осевая нагрузкапри шаблонировке (проработке) 7-10 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.

При бурении пилотногоствола на первой скважине куста предусматривается производить отбор керна изинтервала 2750-2780 м – по вертикали (2944-2998 м – по стволу), бурильной головкой К212,7/100ТКЗ, снаряд для изолированного отбора кернаКИМ-195/100, винтовой забойный двигатель с регулируемым углом ДРУ-195РС илиДРУ-172РС (КНБК №11 — табл3.15). Осевая нагрузка 4-8 т, расход бурового раствора24,8 л/с.

После отбора кернапроизводится расширка ствола скважины (КНБК №12 — табл. 3.15), при осевойнагрузке 3-5т и расходе бурового раствора 35,4 л/с.

Бурение под хвостовикдиаметром 114мм с глубиной спуска 2820 м – по вертикали (3663м – по стволу)предусматривается производить:

Набор зенитного угла и горизонтальныйучасток:

— интервал 2750-2820 м – по вертикали (2944-3663 м – по стволу) шарошечным долотом III 144,0 СЗ-ГАУ-R203М с винтовым забойным двигателем с регулируемым угломДРУ-127РС с проворотом бурильной колонны ротором при осложнениях в процессебурения (КНБК № 16 — табл.3.15). Осевая нагрузка 6-8 т, расход бурового раствора17,7 л/с.

Перед спуском хвостовикапроизводиться шаблонировка ствола скважины с использованием КНБК № 16 — таблица8.2, при осложнениях производится проработка. Осевая нагрузка при шаблонировке(проработке) 6-8 т, расход бурового раствора 17,7 л/с.

Режимы бурения основногои пилотного ствола, компоновка низа бурильной колонны, потребное количестводолот и элементов КНБК, конструкция бурильной колонны и гидравлическаяпрограмма промывки скважины при бурении основного и пилотного ствола приведеныв таблицах 3.8, 3.15, 3.11, 3.12..

Контроль режимно-технологическихпараметров бурения производится станцией параметров бурения типа ГТК икомплексом КУБ.

Момент подъема долотаопределяется:

— технико-технологическойнеобходимостью;

— снижением механическойскорости более чем в два-три раза в сравнении с первоначальной;

— сработкой опоры долота,сопровождающейся увеличением реактивного момента и давления на выкиде насосов,фиксируемые станцией контроля;

— окончанием бурения подсоответствующую обсадную колонну.

Величина расхода буровогораствора определена исходя из условия:

— получения скоростивосходящего потока в кольцевом пространстве не менее минимально необходимойвеличины;

— создания необходимой идостаточной величины вращающегося момента (Мвр) на валугидравлического забойного двигателя;

— получения величиныудельного расхода бурового раствора на единицу площади забоя не менеерекомендуемых «Правилами безопасности» [4] значений;

— пропускной способностителеизмерительных систем.

Величина осевой нагрузкина долото определяется:

— технико-технологическими условиями углубления;

— получения максимальноймеханической и рейсовой скоростей проходки.

Указанная в таблице 3.8.осевая нагрузка (Gq)является ориентировочной, которая уточняется в процессе углубления стволаскважины. Поиск оптимальной величины Gq производится в первые 2/3 предполагаемой часовой стойкостидолота и получения максимальной мгновенной механической скорости углубления.

3.6 Ликвидация пилотного ствола скважины

Настоящий подраздел разработан в соответствии с требованиями «Инструкциио порядке ликвидации, консервации скважин…» [114], «Правилбезопасности …» [4], а также нормативно-инструктивной документации повидам работ и эксплуатации оборудования и инструмента. Все работы по каждойскважине проводятся по индивидуальным планам изоляционно-ликвидационных работ,разработанных в установленном порядке в соответствии с фактическимигеологическими условиями, профилем и состоянием ствола скважины.

Ликвидация пилотного ствола производится следующим образом:

— в скважину спускается колонна бурильных труб (из комплектана бурение пилотного ствола) с открытым концом до забоя пилотного ствола;

— производится промывка ствола скважины до выравниванияпараметров бурового раствора с доведением их до проектных (п. 2.7.7.9 «Правил…» [4]);

— производится установка цементного моста в интервале2750-2850м – по вертикали (2944-3102м – по стволу) продавкой через бурильныетрубы цементного раствора из цемента ПЦТ I-100 или ПЦТ I-G-CC-2 ГОСТ 1581-96 при водоцементном отношении 0,5 и 0,44соответственно (расчетный уровень подъема цементного раствора на 50м выше точкизарезки основного ствола). Установку цементного моста произвести в несколькоприемов по 50м с отмывкой и выдержкой срока ОЗЦ для каждого приема.

Буферная жидкость (техническая вода) – 3 м3.

Продавочная жидкость – буровой раствор с закачкой первойпачкой технической воды – 2 м3. Общий объем продавочной жидкости –до уровня выравнивания столбов цементного раствора в бурильных трубах изатрубье;

— сразу после продавки цементного раствора колонна бурильныхтруб приподнимается до уровня на 20м выше точки зарезки основного ствола или неменее чем на 50м выше башмака кондуктора и производится отмывка бурильногоинструмента буровым раствором и промывка до выравнивания параметров буровогораствора с доведением их до проектных (п. 2.7.7.9 «Правил …» [4]);

— после промывки бурильный инструмент приподнимается вобсаженный ствол до уровня не менее чем на 50м выше башмака предыдущей колонны,скважина доливается и устье герметизируется (затрубье — превентором, трубы — обратный клапаном);

— выдерживается срок ОЗЦ цементного моста 48 часов;

— по окончании срока ОЗЦ производится спуск бурильногоинструмента с открытым концом для нащупывания моста и при необходимости спускбурильного инструмента с КНБК для подбуривания моста до точки зарезки основногоствола и цементный мост испытывается разгрузкой (до 10 т);

— производится бурение основного ствола скважины.

3.7 Крепление скважины

Подготовка к спуску испуск обсадных колонн

Таблица 3.6 Технологическая оснастка обсадных колонн

/>

/>

Таблица 3.7 Испытание обсадных колонн на герметичность

/>

Примечания: 1. Приопрессовке кондуктора буровым раствором приустьевая его часть и оборудованиеустья, в том числе ПВО и его манифольда до концевой задвижки заполняетсятехнической водой.

1. Испытаниеэксплуатационной колонны на герметичность снижением уровня жидкостипроизводится для добывающих скважин по согласованию с Заказчиком.

2. Колонна считаетсягерметичной, если повышение уровня за 8 часов наблюдения не превысит 2хметров.

Цементирование обсадныхколонн

Направление (диаметр – 324 мм, глубина спуска 60 м – по вертикали и по стволу, цементируется до устья).

Комплектуется из труб срезьбовыми соединениями типа ОТТМ.

Смазка резьбовыхсоединений — Р-402, либо другая специальная, в соответствии с табл. 15.3-15.5 «Инструкции…» [36].

Низ колонны оборудуетсябашмаком типа БК.

Центраторы типа ЦЦ-1устанавливаются на нижней и второй сверху трубах.

Цемент марки ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 (либо ПЦТ II-50) затворяется на 8% водномрастворе хлористого кальция. Водоцементное отношение — 0,45-0,50. Возможноиспользование цементов марок ПЦТН-50, либо «Аркцемент».

Объем буферной жидкости(вода) – 3 м3.

В качестве продавочнойжидкости используется буровой раствор либо техническая вода.

Кондуктор (диаметр — 245 мм, проектная глубина спуска 700 м – по вертикали (732м – по стволу), цементируется до устья).

Комплектуется из труб срезьбовыми соединениями типа ОТТМ.

Перед спуском кондуктораскважины шаблонируется спуском бурильного инструмента с КНБК № 5 (см. табл.3.15), а при необходимости прорабатывается. Промывка на забое – до выравниваниясвойств бурового раствора (п. 2.7.7.9 «ПБ в НГП»). При этом параметрыбурового раствора доводятся до проектных.

Низ кондуктораоборудуется башмаком типа БК.

Обратный клапан — типаЦКОД.

Центраторы типа ЦЦ-4устанавливаются на двух нижних и второй сверху трубах. Непосредственно винтервале башмака направления, устанавливается устройство УЭЦС.

Допускается использованиетехнологической оснастки зарубежных фирм, при наличии разрешения органовРостехнадзора.

Смазка резьбовыхсоединений — Р-402, либо другая специальная, в соответствии с табл. 15.3-15.5 «Инструкции…» [36].

Скорость спускакондуктора — не более 1,0м/c.

Продолжительностьпромывки на забое — до выравнивания свойств бурового раствора с доведением егопараметров до проектных (п.2.7.7.9 «Правил…»[4]).

Объем буферной жидкости(вода) — 8 м3.

В интервале 700-550 м – по вертикали (732-572 м – по стволу), размещается цементный раствор ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 (либо ПЦТ II-50) при водоцементном отношении – 0,45-0,50.Последние 3 т цемента затворяются на 8% водном растворе хлористого кальция.Возможно вместо этого использовать цементы марок ПЦТН-50 и «Аркцемент».

В интервале 550-0м – повертикали (572 м — по стволу). Размещается облегченный раствор из цемента маркиПЦТ III-Об4-50 ГОСТ 1581-96, расчетноеводоцементное отношение – 0,55-0,60. Допускается приготовление облегченноготампонажного раствора в промысловых условиях при соблюдении требований ГОСТ1581-96.

Продавочная жидкость –буровой раствор, либо техническая вода.

Эксплуатационная колонна(диаметр – 168 мм, глубина спуска — 2750м — по вертикали (2944м – по стволу),цементируется до уровня 550м – по вертикали (572м – по стволу).

Комплектуется из труб срезьбовыми соединениями типа БТС либо «Батресс».

Перед спуском колонныскважина шаблонируется спуском бурильного инструмента с КНБК № 14 (см. табл.3.15), а при необходимости прорабатывается. Продолжительность промывки на забое– до выравнивания свойств бурового раствора (п. 2.7.7.9 «ПБ в НГП»).Параметры бурового раствора при промывках доводятся до проектных.

Низ колонны оборудуетсябашмаком типа БК.

Обратный клапан — типаЦКОД.

Центраторы типа ЦЦ-2устанавливаются через 10м в интервале нефтеносных горизонтов. При этом, какминимум два центратора должны быть ниже подошвы каждого продуктивного пласта идва выше кровли.

В интерваленепосредственно выше башмака кондуктора устанавливаются через 10м двацентратора типа ЦЦ-2.

Турбулизаторыустанавливаются через 5-6м в интервалах всех продуктивных пластов, включаяучастки минимум на 10м ниже подошвы и выше кровли объектов.

Места установки элементовтехнологической оснастки обсадной колонны уточняются геологической службой порезультатам ГИС.

Допускается использованиетехнологической оснастки колонн зарубежных фирм, при наличии разрешения органовРостехнадзора.

Смазка резьбовыхсоединений — Р-402, либо другая специальная, в соответствии с табл. 15.3-15.5 «Инструкции…» [36].

Скорость спуска колонныдо отметки 100 м выше кровли Фроловской свиты – не более 1,0 м/с, ниже — неболее 0,4 м/c.

Промежуточные промывкипроизводятся, начиная от кровли Ханты-Мансийской свиты, через каждыепоследующие 300 м спущенных обсадных труб, за исключением интервала Фроловскойсвиты (± 50). Продолжительность промывок — довыравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных(п.2.7.7.9 «Правил…»[4]).

Цементированиепроизводится в одну ступень по технологии одноступенчатого цементирования.

В интервал 2750-2280 м – по вертикали (2944-2415 м – по стволу) с целью повышения качества цементированиязакачивается расширяющийся тампонажный материал (РТМ), который готовится путемсухого смешивания портландцемента ПЦТ I-G-СС-1 (ГОСТ 1581-96) и расширяющейсядобавки ДР-100 в соотношении 70:30% в массовых долях. Основные параметры расширяющихсятампонажных растворов: водоцементное отношение (В/Ц) – 0,40-0,42, растекаемость– 180-220, плотность – 1,90-1,92 г/см3.

В случае цементированиябез введения расширяющей добавки затворение цемента ПЦТ I-G производится на воде с добавкой химреагентов-стабилизаторови пластификаторов.

В качестве стабилизаторовотечественного производства рекомендуется применять для чистого цемента –сульфацелл 160 — 0,2-0,25%, либо «Поликем-Д», либо ПВС-ТР до 1% (отмассы цемента).

В качестве пластификатораотечественного производства – суперпластификатор С-3 – 0,15-0,20%, импортного CFR-3 – 0,2% фирмы «Халлибуртон».

При цементированиииспользуется осреднительная емкость. Откачка раствора РТМ в скважину начинаетсяпосле перемешивания его в осреднительной емкости не менее 15 минут.

При затворениитампонажного цемента необходимо производить постоянный контроль плотноститампонажных растворов в мерных бочках цементировочных агрегатов и восреднительной емкости.

Рецептура тампонажныхрастворов подбирается и проверяется на соответствие ГОСТ 1581-96 в лаборатории.

В интервале 2280-550 м – по вертикали (2415-572 м – по стволу) размещается легкий тампонажный раствор приготовленныйиз смеси тампонажного портландцемента ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 (72%) и алюмосиликатных полых микросфер типаАСПМ – 28% (г.Томск, г.Екатеринбург, г.Челябинск, г.Новочеркаск) по ТУ21-22-37-94

Водосмесевое отношение –0,65-0,80.

Плотность тампонажногораствора в атмосферных условиях – 1,24 г/см3, в скважинных условиях- не более 1,36 г/см3.

Легкий тампонажныйраствор на основе микросфер готовится в соответствии с Инструкцией,разработанной ООО «КогалымНИПИнефть», 2004 г.

Готовый облегченныйцемент с АСПМ может поставляться ООО НПП «Бентонит Урала» по ТУ5734-034-00158758-2000 и соответствует ГОСТ 1581-96.

Для регулирования свойствлегкого тампонажного раствора и камня следует применять следующие реагенты:

— ускорители сроковсхватывания (CaCl2, NaCl, Na2CO3 и др.);

— замедлители сроковсхватывания (НТФ, HR-5 и др.);

— понизители водоотдачи (сульфацелл(СЦ), ПВС-ТР, гивпан, ОЭЦ, ПЭО, КМЦ, тилоза, Hallad и др.);

— пластификаторы (С-3,КССБ, CFR-3 и др.);

— пеногасители (Пента,ТБФ, D-air и др.).

Свойства легкоготампонажного раствора регулируются и подбираются составом смеси и реагентами влаборатории для конкретных партий материалов.

При подборе рецептуртампонажных растворов в лабораторных условиях следует выдержать условие –начало сроков схватывания легкого тампонажного материала на 2 часа позжерасширяющегося тампонажного материала.

Допускается приготовлениеоблегченного цементного раствора из цемента и глинопорошка (В/Ц – 0,9-1) впромысловых условиях при соблюдении требований ГОСТ 1581-96. Также допускаетсяприменение материала тампонажного облегченного МТО-100 производства ОАО «Сухоложскцемент»ТУ 5734-5753490-002-2001.

Буферная жидкость – 10 м3 – 2% водный раствор триполифосфата натрия либо 0,02% водного раствора НТФ с добавкойсульфонола в количестве 0,01%. Рекомендуется использовать составы буферныхжидкостей фирмы «Халлибуртон»

Продавочная жидкость –буровой раствор либо вода.

Цементирование обсаднойколонны осуществлять с использованием технологии аэрации тампонажных растворов.

Контроль процессацементирования кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется сиспользованием станции СКЦ-2М. Плотность приготавливаемого раствора по каждойцементосмесительной машине и осреднительной емкости замеряется не реже, чемчерез каждые три минуты. Кроме того, за приготовлением цементного раствора и захарактером циркуляции (входом бурового раствора на устье) организуетсянепрерывное наблюдение.

Для контроля качестватампонажного материала доставляемого на буровую рекомендуется измерительактивности цемента ИАЦ-04(03), выпускаемый ООО «Востокнефтемаш»г.Уфа. С помощью прибора можно экспресс-методом (за одну минуту) определить:

— активность (марку)портландцемента;

— его прогнозируемуюпрочность на изгиб и сжатие в зависимости от водоцементно-го отношения.

С целью обеспечениянаиболее полного вытеснения промывочной жидкости тампонажным растворомнеобходимо обеспечить скорость восходящего потока не менее 1 м/с.

В таблице 9.7 и на рис.9.3 показано заполнение затрубного пространства при креплении обсадных колонн.

Гидравлическая программацементирования эксплуатационной колонны, рассчитанная, исходя из этих условий,приведена в таблицах 9.10 и на рис. 9.4, 9.5,9.6. Схемы обвязки тампонажнойтехники приведены в приложении 18.

Хвостовик – диаметр 114 мм, интервал установки принят для проекта на 70м вышебашмака эксплуатационной колонны по длине ствола до проектной отметки (3663 м – по стволу) – не цементируется. Верх хвостовика оборудуется подвеской хвостовиканецементируемой ПХН 114/168. Глубина установки ПХН от башмака эксплуатационнойколонны для каждой конкретной скважины выбирается для интервала с наименьшейинтенсивностью искривления ствола скважины.

Хвостовик комплектуетсяиз труб с резьбовыми соединениями типа ОТТМ, либо БТС, либо «Батресс».

Низ оборудуется башмакомБК-114.1.

Обратный клапан –ПХЦ1.114/168.080.

В интервале продуктивногопласта в составе хвостовика устанавливаются фильтровые секции типа ФС,количество и место установки которых определяются технологической службойЗаказчика по результатам заключительного каротажа.

В связи с низкойпроницаемостью продуктивного пласта, в проекте принята установка фильтровыхсекций по всей продуктивной части горизонтального участка.

Центраторы типа ПЦ2А либоЦПЖ устанавливаются по одному ниже и выше каждой секции ФС, два – в интервалеэксплуатационной колонны через 10 м.

Хвостовик спускается набурильных трубах. Скорость его спуска до глубины 2600 м – по вертикали (2756м – по стволу) — не более 1,0 м/с, до глубины 2750 м — по вертикали (2944 м – по стволу) — не более 0,5 м/с, далее – не более 0,2 м/с.

Через каждые 500м спущенных труб производить долив бурильнойколонны.

По окончании спуска хвостовик подвешивается вэксплуатационной колонне с помощью ПХН 114/168.

До подвески колонны-хвостовика на устройство подвески игерметизации произвести закачку пачки нефти (в качестве блокирующей пачки,сохраняющей коллекторские свойства пласта) в интервал горизонтального участка.

Затем хвостовик подвешивается в эксплуатационной колонне,бурильные трубы отсоединяются и производится замена бурового раствора насолевой раствор хлористого калия.

Таблица 3.8 Характеристика жидкостей для цементирования и составляющие ихкомпоненты

/>

Таблица 3.9 Требования кфизико-механическим показателям цементных растворов и образующегося камня поГОСТ 1581-96

/>

Примечание: Расчетнаяпродолжительность цементирования колонны не должна превышать 75% времени началазагустевания тампонажного раствора (см. п. 2.7.4.6 ПБ в НГП).

Таблица 3.10 Режимпродавки цементных растворов при цементировании эксплуатационной колонны

/>

Оборудование устьяскважины

Таблица 3.11 Спецификацияоборудования

/>

Примечания: 1. Монтажпротивовыбросового оборудования производится по схеме обвязки устья скважины,разработанной ЗАО «Нижневартовскбурнефть» и согласованной РГТИ(приложение 19).

2. *Допускается вместоколонной головки ОКК1 устанавливать обвязку ООУС1-21.0-168х245 (ЗАО «Нефтемашвнедрение»г.Ноябрьск).

3. Малогабаритное ПВО дляспуска ЭЦН оснащается трубно-кабельными плашками и трубно-кабельнымцентратором.

3.8 испытание продуктивных пластов

Hастоящий разделразработан в соответствии с технологическим регламентом на проектирование истроительство скважин (освоение и испытание скважин) [44] и другимируководящими документами, приведенными в списке литературы.

1. Операции,предшествующие испытанию объекта

1.1. Работы по спускуколонны-хвостовика Æ114 мм проводятся с бурового станка и при обвязанном устье скважиныпротивовыбросовым оборудованием ОП5-230/80х35 (от бурения), при наличии наверхнем «козырьке» мостков укороченной трубы ПК 127х9,19мм длиной 4 м, укомплектованной переходным переводником под бурильные трубы ПН 89х9,35 мм.

1.2. Перед спускомколонны-хвостовика Æ114 мм с фильтрами ФС-114 на бурильных трубах ПН 89х9,35 мм (из комплектана бурение) восстановить циркуляцию и промыть скважины на буровом растворе сплотностью выбранной с учетом пластового давления в соответствии с п. 2.7.3.3 «ПБв НГП».

1.3. После промывкискважины в интервал горизонтального ствола закачивается пачка нефти.

1.4. Посадитьколонну-хвостовик на устройство подвески и разъединить его от колонны бурильныхтруб.

1.5. Произвести заменубурового раствора от «головы» хвостовика на солевой раствор КCl. Бурильные трубы ПН 89х9,35 ммподнять за палец.

1.6. Убедиться, чтоскважина не проявляет, демонтировать ПВО (ОП5-230/80х35), обвязать устьескважины крестовиной ФА, установить малогабаритный превентор с трубными иглухими плашками. После установки превентора опрессовать устье на 115 кг/см2.

1.7. Опрессовкакрестовины фонтанной арматуры и малогабаритного превентора производится спомощью колонного пакера, спущенного на НКТ Æ 73 мм в при-устьевой части на глубину не менее 50 м.

В связи с тем, чтопорядок работ при опрессовке фонтанной арматуры не определен руководящимидокументами (не регламентировано время выдержки давления и величина его паденияи не описана технология производства работ) можно считать достаточным дляопределения герметичности ФА создание цементировочным агрегатомкратковременного давления 115 кгс/см2 и проверки при этомгерметичности всех соединений.

2. Испытание горизонтовна продуктивностьв эксплуатационной колонне

2.1. Произвестипередвижку (или демонтаж) буровой установки и монтаж установки «Купер»для испытания продуктивного объекта.

2.2. Вскрытие отверстийфильтров ФС-114 (срезки алюминиевых заглушек) производится с передвижнойустановки «Купер», для этого в скважину спустить компоновкуинструмента, состоящую (снизу вверх) из долота Æ 93 мм, ГЗД (Д1-85), колонны насосно-компрессорных труб НКМ 73х5,5мм по ГОСТ 633-80 — до устья.

Произвести сбитиезаглушек фильтров ФС-114 путем допуска компоновки до искусственного забояскважины.

2.3. ПРОВЕРИТЬ ОТСУТСТВИЕПЕРЕЛИВА или ПОГЛОЩЕНИЙ солевого раствора и произвести подъем инструмента,наблюдая за скважиной и постоянно доливая ее солевым раствором.

После вскрытия фильтровэксплуатационной колонны по специальному решению геологических служб НГДУ и УБРв скважинах могут проводиться дополнительные работы по интенсификации притока(кислотные обработки, обработка ПАВ, ГРП и др.).

В соответствии с п. 34 «Заданияна проектирование» в скважину производится спуск насоса ЭЦН (устьескважины оборудовано малогабаритным превентором).

Максимально возможнаяглубина спуска насоса принимается из следующих условий:

— спуск насосапроизводится в прямолинейный участок профиля с зенитным углом не более 40о;

— прочностьэксплуатационной колонны при опорожнении должна быть доста-точной на смятиеизбыточным наружным давлением;

— нагрузка на заколонное(хвостовика) цементное кольцо должна быть менее допустимой (1,5 МПа/м);

— забойное давлениестолба нефти должно быть более давления насыщения нефти газом.

В соответствии с «Протоколомтехнического совещания…» ОАО «ТНК-Нягань» от 6.10.2005г. глубинаспуска насоса в проекте принята – 1200 м – по вертикали (1265 м – по стволу), исходя из величины максимально возможного снижения уровня в колонне (1200 м).

Тип, производительность иглубина спуска насоса, диаметр НКТ, режим работы насоса для каждой конкретнойскважины определяется службой нефтедобывающего предприятия на основаниирезультатов геофизических и гидродинамических исследований. В проекте дляспуска насоса ЭЦН приняты НКТ типа НКМ Æ 73х5,5 мм по ГОСТ 633-80.

Перед спуском ЭЦНскважина шаблонируется спуском шаблона на НКТ 73мм до глубины 1415 м – по стволу (на 150 м больше глубины спуска насоса). Диаметр шаблона – 120,0 мм (для колонн Æ 146 мм), 140,0 мм (для колонн Æ 168 мм), длина – 20 м. Диаметр и длина шаблона определяются в зависимости от выбранного типа насоса.

Спуск насоса производитсяв соответствии с требованиями технической эксплуатации выбранного типа насоса.

После спуска насосапроизводится опрессовка:

— опрессовка НКТ на 100кгс/см2;

— кабельного ввода на 40кгс/см2.

Пред запуском насосапроизвести замену солевого раствора на воду, затем воды на нефть.

При отсутствии переливови выхода нефти произвести демонтаж малогабаритного ПВО и обвязать устьескважины фонтанной арматурой.

Произвести опрессовкуфонтанной арматуры на давление опрессовки эксплуатационной.

Запуск насоса и выводскважины на режим эксплуатации производится специалистами нефтедобывающегопредприятия с участием бригады освоения.

Скважинные жидкости ипластовые флюиды, собираемые в накопительных емкостях, после испытания объектаоткачиваются в летнее время в нефтесборный коллектор. В зимнее время этижидкости вывозятся в место утилизации, согласованное с НГДУ.

В случае отличия способавызова притока от проектного, финансирование выполненных объемов работпроизводится по исполнительным сметным расчетам.

Таблица 3.12 Продолжительностьиспытания скважины на продуктивность

/>

3.9 Охрана недр и защитаокружающей среды

Работы по строительствуэксплуатационных скважин должны осуществляться в соответствии с руководящими,нормативными документами, инструкциями и правилами по охране окружающей среды,приведенными в списке литературы и с учетом специфических условий проведенияработ.

Строительство скважинпредусматривается с использованием экологически малоопасных химреагентов и материалови амбарной технологии бурения. Предусматривается использование эффективнойсистемы очистки бурового раствора и утилизации отходов бурения, исключающихпопадание их на рельеф местности. Применяемые проектные химические реагенты иматериалы малоопасны с экологической точки зрения, имеют установленные значенияпредельно-допустимых концентраций (ПДК), соответствующие 4 классу опасности.Предусматривается использование технических средств очистки и утилизациибурового раствора отечественного производства.

Минимальная высотаотсыпки кустовых площадок и дорог должна обеспечивать их превышение надмаксимально возможным уровнем затопления паводковыми водами не менее, чем на 1 м.

Сведения о площадкестроительства буровой:

— Толщина снежногопокрова составляет – 1,0 – 1,5 м.

— Среднегодоваятемпература – минус 2,9 град.С, при этом максимальная летняя — +35град.С иминимальная зимняя – минус 49 град.С.

— Максимальная глубинапромерзания грунта – 1,6 м.

— Структура грунта,сложенная торфяно-болотными осадками, песками, суглинками, глинами, супесями,легко дренируемая.

— Растительный покров — сосново-березовые леса.

Все это предъявляетповышенные требования к комплексу природоохранных мероприятий по защите почв иводных объектов при строительстве скважин.

Проектные технико-технологическиерешения, направленные на предотвращение загрязнения окружающей среды

Основные потенциальныеисточники загрязнения окружающей среды при строительстве скважин:

— буровые растворы,материалы и реагенты для их приготовления и обработки;

— буровые сточные воды(БСВ) и буровой шлам (БШ);

— материалы и реагентыдля приготовления и обработки тампонажных растворов;

— горючесмазочныематериалы (ГСМ);

— пластовые минерализованныеводы и продукты освоения скважины (минерализованные воды);

— продукты сгораниятоплива при работе двигателей внутреннего сгорания и котельной;

— хозяйственно-бытовыежидкие и твердые отходы;

— загрязненные ливневыесточные воды.

Влияние потенциальныхзагрязнителей на окружающую среду не одинаково и зависит от:

— типа буровой установки,способа монтажа и вида привода;

— конструкции скважины;

— применяемого способабурения;

— продолжительностистроительства скважин;

— природно-климатическихусловий района;

4. Техническая часть

В район бурения проложены:подъездные пути и линия электропередач, 10 км.

Таблица 4.1 Выбор буровой установки

/>

Примечание: Всоответствии с п. 2.5.6 «Правил техники безопасности ...» [4]:

 - Нагрузка на крюкебуровой установки (графы 5, 6) не должна превышать:

— 0,6 величины параметра «Допустимаянагрузка на крюке» (графа 8) для бурильной колонны;

— 0,9 — для обсаднойколонны.

Таблица 4.2 Сведения о буровой установке

№№ Наименование оборудования Шифр, тип п/п оборудования 1. Буровая установка Уралмаш-3000ЭУК-1М 1.1. Вышка ВМР-45х200У 1.2. Кронблок УКБ-6-250 1.3. Талевый блок  - 1.4. Крюкоблок УТБК-5-225 1.5. Вертлюг УВ-250МА 1.6. Буровая лебедка ЛБУ-1200 1.7. Буровые насосы УНБ-600 1.8. Ротор Р-700 1.9. Циркуляционная система ЦС3-3000 ЭУК-01

Заключение

Технико–экономические показатели:

Скважина добывающая

Проектный горизонт – кора выветривания (КВ)

Проектная глубина – 3663м

Тип буровой установки – БУ 3000ЭУК – 1М

Коммерческая скорость бурения – 1850м/мес.