Проектирование куста скважин на Шингинском месторождении

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Национальный исследовательский Томский политехнический университет» ИШПР 21.04.01 «Нефтегазовое дело» Отделение нефтегазового дела КУРСОВАЯ РАБОТА Проектирование куста скважин на Шингинском месторождении по дисциплине: «Строительство скважин в осложненных условиях» Вариант 2 Исполнитель: Студент группы Руководитель: Ст. преподаватель (ОДН, ИШПР) 2БМ02 Ханахмедов Н.Б о _________ ___________ _ _ (дата) (подпись) Епихин А.В. _________ ___________ __ ________ (дата) (подпись) 1

Томск - 2021 2

Оглавление Исходные данные........................................................................ 3 1. ВЫБОР МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ КУСТОВОЙ ПЛОЩАДКИ.....8 2.1 Характеристика Шингинского месторождения.............12 2.2 Построение графика совмещенных давлений................12 2.3 Проектирование и обоснование типовой конструкции скважин.................................................................................. 15 2.3.1 Глубины спуска и число обсадных колонн...............15 2.3.2 Интервалы цементирования.....................................16 2.3.3 Диаметры долот и обсадных колонн.........................17 2.3.3.1 Долото под эксплуатационную колонну................17 2.3.3.2 Долото под кондуктор............................................20 2.3.3.3 Долото под направление........................................21 2.4 Выбор устьевого оборудования.......................................23 3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КУСТОВОЙ ПЛОЩАДКИ...................25 4. ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ ПОСТРОЕНИЕ ПРОФИЛЕЙ СКВАЖИН.................................................................................27 5. РАСЧЕТ ТРАЕКТОРИЙ СКВАЖИН......................................32 6. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЙ........................................................................... 37 6.1. Подземное буровое оборудование.................................37 6.1.1 Выбор и обоснование типа долота...............................37 6.2 Оборудование для искривления скважины и контроля кривизны................................................................................44 6.2.1 Выбор и обоснование типа забойного двигателя.....44 6.2.2 Выбор типа телесистемы...........................................47 6.3 Подземное оборудование для цементирования скважины...............................................................................54 6.4 Наземное буровое оборудование....................................55 6.5. Наземное цементировочное оборудование...................58 6.6 Обоснование способа цементирования.......................61 6.7 Выбор тампонажных растворов......................................63 6.8 Выбор буровых растворов................................................64 7. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО БОРЬБЕ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ...................................................................69 Приложение 1...........................................................................84 3

Исходные данные Даны координаты точек вскрытия продуктивного пласта Шингинского месторождения для нескольких кустов. Они приведены в таблице 1. В таблице 2 приведены типовые осложнения по разрезу месторождения. В таблицах 3 и 4, соответственно, даны стратиграфия и физико-механические свойства пород по разрезу. В таблице 5 приведены градиенты давлений по разрезу. Таблица 1 – Исходные данные Точка вскрытия X, м Y, м Hвскрытия, м 2 вариант A -2413 -1469 2950 B -2702 -2568 3000 C -4153 -1931 2984 D1 -3407 -1476 2990 D2 5

-3295 -1213 Таблица 2 – Осложнения по разрезу Интервал по вертикали, м Характеристика от (верх) до (низ) Поглощения бурового раствора 0 260 Интенсивность – 1 м3/час 850 1720 Интенсивность – 5 м3/час 1750 1770 Интенсивность – 3 м3/час 2635 2685 Интенсивность – 1 м3/час Неустойчивость стенок скважины 6

0 693 При плотности раствора <1140 кг/м3 850 1750 При плотности раствора <1140 кг/м3 1770 2282 При плотности раствора <1100 кг/м3 ММП 0 15 - ГНВП 40 170 Вода 693 805 Вода 850 1720 7

Вода 2635 2650 Нефть 2650 2670 Вода 2700 2732 Нефть, вода 2880 2930 Вода Прихваты 0 260 При плотности раствора <1140 кг/м3 260 693 При плотности раствора <1140 кг/м3 850 2282 При плотности раствора <1080 кг/м3 Продолжение таблицы 2 2635 2685 260 850 1770 693 1720 2355 При плотности раствора <1080 Прочие Кавернообразование Кавернообразование, сужение ствола Незначительное кавернообразование, сужение ствола 8

Таблица 3 – Стратиграфическое деление разреза скважины Глубина зале-гания, от м. до (верх ) 1 0 (низ) 40 170 170 260 260 430 430 453 453 620 620 693 693 805 805 850 850 1720 1720 1770 1770 2282 2282 2355 2355 2615 2615 2635 2635 2688 2688 2700 2 40 Элементы Стратиграфическое Коэффици залега-ния подразделение ент капластов название индекс угол, азимут, вернозност ив интервале град град 3 4 Четвертичные Q отложения Некрасовская Pg3 2-3 свита nk Чеганская Pg2-3 свита cg Люлинворская Pg2 ll свита Талицкая свита Pg1 tl Ганькинская свита Славгородская свита Ипатовская свита Кузнецовская свита Покурская свита Алымская свита Киялинская свита Тарская свита Куломзинская свита Баженовская свита Васюганская свита Тюменская свита 5 0,0 6 7 1,30 0,0 1,30 0,0 1,30 0,0 1,30 0,0 1,30 K2 gn 0,0 1,30 K2 sl 0,0 1,30 K2 ip 0,0 1,30 K2 kz 0,0 1,30 K1-2 pk 0,0 1,30 K1 al 1,0 1,40 K1 kls 1.0 1,60 K1 tr 1,0 1,20 K1 klm 1,0 1,20 J3 bg 2,0 1,20 J3 vs 2,0 1,20 J1-2 tm 2,0 1,20 9

2 0 3 40 4 Пески Супеси Суглинки Глины Пески Глины Пески Глины Pg3 2-3 Пк Pg2-3 cg 40 170 170 260 Pg2 ll 260 430 Pg1 tl 430 453 Глины Пески K2 gn 453 620 Глины K2 sl 620 693 K2 ip 693 K2 kz 805 Глины Песчаники Глины 805 Алевролит ы Песчаники 850 Глины породы Сплошность альная плотность, кг/м3 5 6 210 30 0 25190 30 0 210 253 0 0 190 3 210 3 0 0 190 3 2100 25 %Карбонатность, 1 Q Минер Глинистость, % Кратко е назван ие горной породы , мДарси Проницаемость Индекс Интервал стратигра по вертикали от до фического подраздел е-ния Пористость, % Таблица 4 - Физико-механические свойств горных пород по разрезу скважины 7 0 2500 0 0 1000 0 1000 0 8 9 5 1 09 5 2 9 5 2 100 5 0 3 2 3 3 2 220 0 200 2300 2 5 2 20 0 10 0 9 5 3 100 230 0 210 230 0 220 0 2400 2 0 12 6 2 0 16 0 50-300 0 25 50-300 0 9 5 91 5 2 0 100 9 Твердост Катего Категор Коэфф Модул ия и-циент ь ь, 107 Па -рия абрази породы Пуассо Юнга, в-ности по на E*10-4 промысл МПа о-вой классиф и-кации 10 11 12 13 14 15 10 4 Мягк 0,050 10 ая 0,06 10 4 Мягк 0,20 ая 0,1010 4 Мягк 0,040 10 ая 0,14 Мягк 0,0510 4 Мягк 0,040 10 ая 0,14 Мягк 0,0510 4 Мягкая 0,040,14 10 4 Мягк 0,041,60 10 ая 0,14 4,3 Мягк 0,1510 4 Мягкая 0,040,14 15 4 Мягка 1,10,0425 10 я 0,14 4,5 Средн 0,0915 4 Мягкая 0,0420 6 0,14 25 10 20 4 Мягкая 1,1-4,5 0,040,14 10

Продолжение таблицы 4 K1-2 pk 850 Ki al 1720 K1 kls 1770 K1 tr 2282 K1 klm 2355 1720 Песчаники Глины Алевролит ы 1770 Глины Песчаники 2100 2400 2300 2400 2200 22 16 20 15 22 50-300 0 15 0 20-50 20 95 95 95 5 3 2 3 3 3 30 25 30 30 30 10 4 10 4 10 2282 Глины Песчаники Алевролит ы 2355 Пески Алевролит ы 2615 Аргиллиты Глины Пески 2400 2200 2300 2100 2300 2400 2400 2100 20 20 15 22 12 5 20 22 0 10 0 10 0 0 0 10 95 15 25 10 25 95 95 20 5 5 5 0 5 5 5 0 30 35 30 25 35 50 35 25 4 10 3 10 4 4 4 10 0 95 5 70 4 J3 bg 2615 2635 Аргиллиты 2400 5 J3 vs 2635 2688 Песчаники Аргиллиты Глины Угли 2300 2400 2400 1200 15 5 20 0 5-100 0 0 0 20 95 95 0 5 5 5 0 65 80 35-40 40 10 4 4 5 J1-2 tm 2688 2700 Аргиллиты Алевролит ы Угли Песчаники 2400 2300 1200 2300 5 10 0 15 0 5 0 5-100 90 40 0 20 5 5 0 5 120 70 40 80 4 5 6 10 Средня я Мягкая Средня я Средня я Средня я Средня я Средня я Средня я Средня я Средня я Средня я Средня я Средня я Средня Тверда я Средня я Мягкая 0,040,14 1,1-4,5 0,041,6-4,3 0,14 0,092,87 1,8-4,2 0,231,6-4,3 3,06 1,1-4,5 0,151,10 1,1-4,5 0,091,6-4,3 2,87 1,8-4,2 0,151,10 0,23- 11

Таблица 5 - Градиенты давлений и температура по разрезу скважины Индекс Интервал Градиент давления страпо тиграфиче вертикали пластового порового гидроразрыва горного -ского под МПа/м МПа/м источ- пород МПа/м МПа/м источот до источисточн разделени (верх (низ ник ник ик ник от до от до от до от до я ) ) получ получ получеполуч (верх (низ (верх (низ (верх (низ (верх (низ е-ния е-ния ния е-ния ) ) ) ) ) ) ) ) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Q 0 40 0,0 0,0 0,0 0,00 0,022 ПГФ ПГФ 0,0 ПГФ 0,000 0,020 РФЗ 40 170 0 1 0 1 0 0 00 0 Pg3 2-3 ПГФ ПГФ РФЗ ПГФ 17 260 0,0 0,0 0,0 0,02 0,022 ПГФ nk ПГФ 0,0 ПГФ 0,020 0,020 РФЗ 0 430 1 1 1 0 20 0 ПГФ 1 ПГФ 0 РФЗ ПГФ Pg2-3 26 453 0,0 0,0 0,0 0,02 0,022 ПГФ ПГФ 0,0 ПГФ 0,020 0,020 РФЗ cg 0 620 1 1 1 0 20 0 ПГФ 1 ПГФ 0 РФЗ ПГФ Pg2 ll 43 693 0,0 0,0 0,0 0,02 0,022 ПГФ ПГФ 0,0 ПГФ 0,020 0,020 РФЗ Pg1 tl 0 805 1 1 1 0 20 0 ПГФ 1 ПГФ 0 РФЗ ПГФ K2 gn 45 850 0,0 0,0 0,0 0,02 0,022 ПГФ ПГФ 0,0 ПГФ 0,020 0,020 РФЗ K2 sl 3 172 1 1 1 0 20 0 РФЗ 1 РФЗ 0 РФЗ ПГФ K2 ip 62 0 0,0 0,0 0,0 0,02 0,022 ПГФ РФЗ 0,0 РФЗ 0,020 0,020 РФЗ K2 kz 0 177 1 1 1 0 20 0 РФЗ 1 РФЗ 0 РФЗ ПГФ K1-2 69 0 0,0 0,0 0,0 0,02 0,022 ПГФ РФЗ 0,0 РФЗ 0,020 0,019 РФЗ pk K1 3 228 1 1 1 0 20 0 РФЗ 1 РФЗ 0 РФЗ ПГФ al K1 80 2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,019 0,018 0,02 0,023 ПГФ РФЗ РФЗ РФЗ kls K1 5 235 1 1 1 9 20 0 РФЗ 1 РФЗ 0 РФЗ ПГФ tr K1 85 5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,018 0,018 0,02 0,024 ПГФ РФЗ РФЗ РФЗ klm J3 0 261 1 1 1 1 9 9 30 0 bg J3 5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,018 0,018 0,02 0,024 vs Температур а в конце интервала 0С источн ик получения 16 16 12 ПГФ 16 ПГФ 19 ПГФ 24 ПГФ 25 ПГФ 30 ПГФ 35 ПГФ 37 ПГФ 38 ПГФ 56 ПГФ 57 ПГФ 74 ПГФ 77 ПГФ 85 ПГФ 99 ПГФ 10 ПГФ 3 ПГФ 10 4 12

1. ВЫБОР МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ КУСТОВОЙ ПЛОЩАДКИ Подбор основания. оптимального расположения Местоположение кустовой кустового площадки выбиралось в соответствии с оптимальными значениями отходов и расположением стволов скважин относительно друг друга (рисунок 1). Севе р Рисунок 1 – Схематичное расположение кустовой площадки Определение порядка разбуривания скважин. Порядок разбуривания скважин осуществлялся на основе оптимального варианта бурения с кустовой площадки, при котором направления на проектные забои скважин близки к перпендикулярным по отношению к НДС, а совпадение НДС и направлений на проектные забои нежелательно и должно быть минимальным. 13

Очередь бурения зависит от величины угла, измеряемого от НДС до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки. В первую очередь бурятся скважины, для которых этот угол составляет 120240° (I сектор), зенитными причем углами. Во сначала вторую скважины очередь с - большими скважины, горизонтальные проекции которых образуют с НДС угол, равный 60-120° и скважины. 240-300° (II сектор), и вертикальные В последнюю очередь бурятся скважины, для которых указанный угол ограничен секторами 0-60 ° и 300360° (III сектор), причем сначала скважины с меньшими зенитными углами. На рисунке 2 приведено расположение горизонтальных проекций стволов скважин относительно НДС. Также были определены азимуты горизонтальных проекций скважин (рисунок 3). Таким образом, составлена последовательность бурения скважин и определены азимуты скважин, которые приведены в таблице 6. Севе р 14

Рисунок 2 – Расположение горизонтальных проекций расстояний до точек вскрытия относительно НДС Таблица 6 – Порядок разбуривания и азимуты скважин Очередь разбуривания 1 2 3 4 5 Точка вскрытия C B D1 D2 A Величина отхода, м 1050,94 635,47 674,81 889,28 931,59 Азимут, d°m′ 278°21′ 139°41′ 334°11′ 348°12′ 48°44′ Севе р Рисунок 3 – Азимутальные углы горизонтальных проекций скважин Инфраструктура для сообщения с кустовой площадкой. Выбор расположения кустовой площадки и необходимость обустройства инфраструктуры определялись исходя из близлежащей отображена общей части существующей месторождения. существующая инфраструктуры На инфраструктура рисунке 4 Шингинского месторождения. Расстояние от центрального пункта (нулевой 15

точки) по проложенным дорогам до проектируемой кустовой площадки составляет около 7 километров. В целях обустройства инфраструктуры была определена необходимость прокладки 150 метров дороги/тропы до куста от существующей дорожной сети. Вертолетная площадка расположена в центральной части месторождения (нулевой точки), поэтому ее строительство в области кустовой площадки не предусматривается. Таким образом, путь до проектируемой кустовой площадки осуществляется наземным транспортом по существующей дорожной сети (~7000 м) с учетом дополнительно проложенной (150 м) (рисунок 5). Рисунок 4 – Шингинское месторождение (вид со спутника) 16

Рисунок 5 – Обустройство инфраструктуры для сообщения с кустовой площадкой 17

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН И ВЫБОР УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ 2.1 Характеристика Шингинского месторождения Средний дебит скважин на Шингинском месторождении варьируется от 150 до 200 м3/сут [1]. Разрез Шингинского палеозойскими мощной месторождения отложениями, толщей слагающими представлен фундамент мезозойско-кайнозойских и отложений, образующих платформенный осадочный чехол. Общая толщина палеогеновых отложений 410 м. Юрские отложения представлены терригенными осадками тюменской, васюганской и баженовской свит общей толщиной 190-250 м. Песчано-алевролитовый пласт Ю1 1-2 верхневасюганской подсвиты (оксфорд-киммеридж) содержит промышленные скопления нефти. Шингинское поднятие является одним из внутририфтовых поднятий, вытянутых вдоль северо-западного борта Пудинского мегавала. 2.2 Построение графика совмещенных давлений На график совмещенных давлений в соответствии с данными, представленными в таблице 5, наносятся точки градиентов пластового давления gradРпл и давления гидроразрыва gradРгр, строятся кривые градиентов давлений. Совмещенный изменение по давлений, градиентов график глубине давлений скважины давлений иллюстрирует градиентов гидроразрыва пластовых пород и градиентов давлений столба бурового раствора. Градиент давлений – изменение давления, отнесенное к единице глубины. 18

Совмещенный график давлений позволяет выделить в разрезе интервалы, несовместимые по условиям бурения. С учетом наличия совмещенному геологических графику давлений осложнений решается вопрос по о необходимости спуска промежуточных (технических) колонн, их числа и глубины спуска. Совмещенный график давлений, построенный по геологическим данным, предоставлен на рисунке 6. Рисунок 6 – График совмещенных давлений На графике представлено совмещенных давление, давлений оказываемое столбом так же жидкости бурового раствора с проектной плотностью 1150 кг/м 3 до глубины 693 метра, и плотностью 1175 кг/м 3 для интервала 19

693-2730 метров. По правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ08-624-03, плотность бурового раствора должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления, превышающего пластовое на величину: 10% для интервалов бурения глубиной до 1200 метров, 5% для интервалов бурения глубинной от 1200 до 2500 метров. Проверим возможность применимости буровых растворов с выбранными плотностями (1150 кг/м3 и 1175 кг/ м3). Проведем сравнение пластового давления на исследуемой глубине и гидростатического давления, которое оказывает столб жидкости бурового раствора. Пластовое давление на глубине 1200 метров составляет: P пл=grap P пл ∙ H =104 ∙1200=12 ∙ 106 Па Гидростатическое давление, (1) оказываемое столбами жидкости растворов с плотностью 1150 и 1175 кг/м3: P 1=ρ 1 ∙ g ∙ H=1150 ∙9,81 ∙1200=13,54 ∙106 Па (2) P 2=ρ 2 ∙ g ∙ H=1175 ∙9,81∙1200=13,83 ∙106 Па (3) Давление столбов жидкости данных плотностей превышает пластовое давление на глубине 1200 метров на 13 и 15 %, что соответствует правилам безопасности. Таким образом, растворов предварительно с возможными можно оценить плотностями применимость на проектных глубинах. Выбор плотности растворов также основывается на данных об имеющихся осложнениях. 20

Буровой раствор с плотностью 1150 кг/м 3, используемый на глубине до 693 метра позволяет избежать следующие осложнения: а) неустойчивость стенок скважины на глубине 0-693 метра (при плотности раствора <1140 кг/м3); б) прихваты на глубине 0-260 метров и 260-693 метра (при плотности раствора <1140 кг/м3). Буровой раствор с плотностью 1175 используемый на глубине 693-2730 метров кг/м 3, позволяет избежать следующие осложнения: а) неустойчивость стенок скважины на глубине 8501750 метра (при плотности раствора <1140 кг/м 3) и на глубине 1770-2282 (при плотности раствора <1100 кг/м 3); б) прихваты на глубине 850-2282 метров и 2635-2685 метра (при плотности раствора <1080 кг/м3). Таким образом, применимости буровых предварительно растворов с дана оценка исследуемыми плотностями на исследуемых интервалах. 2.3 Проектирование и обоснование типовой конструкции скважин 2.3.1 Глубины спуска и число обсадных колонн Согласно исходным данным и графику совмещенных давлений, техническая колонна не предусматривается, ввиду отсутствия несовместимых условий бурения (НУБ), в таком случае конструкция скважины является одноколонной и состоит из: а) направление; б) кондуктор; 21

в) эксплуатационная колонна. 1. Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при Рекомендуется перекрытия бурении спускать интервала интервала под направление четвертичных кондуктор. с учетом отложений (см. таблице 3) на 10 м. Четвертичные отложения в нашем случае залегают на глубине 40 м, при этом условии глубину спуска направления принимаем равной 50 метров. 2. Глубина спуска кондуктора определяется из условия множества факторов, в том числе: количество продуктивных пластов и их глубины залегания, градиента пластового давления, градиента давления гидроразрыва, плотности нефти и фактора осложненных участков. По формуле 4 рассчитываем минимальную глубину спуска кондуктора на основе исходных данных: Hк = P пл −0,01∙ H ∙γ Ф ( 0,01 ∙2730−0,01∙2730 ∙0,725 ) ∙ 1,1 = =709 м grad P ГР −0,01∙γ Ф 0,0189−0,01∙ 0,725 (4) где Рпл – максимальное пластовое давление в скважине, МПа; H – глубина скважины, м; ф – плотность флюида, г/см3; grapPгр – градиент гидроразрыва пород в интервале установки кондуктора, МПа/м. Глубину спуска кондуктора принимаем равной 710 метров. При данном значении перекрываются некоторые участки осложнения по разрезу, а именно: а) поглощение бурового раствора на глубине в интервале 0-260 метров (интенсивность – 1 м 3/час); б) неустойчивость стенок скважины на глубине 0-693 метра (при плотности раствора <1140 кг/м3); 22

в) водоносный горизонт на глубине 40-170 метров; г) прихваты на глубине 0-260 метров и 260-693 метра (при плотности раствора <1140 кг/м3); д) область кавернообразования на глубине 260-693 метра. 3. Эксплуатационная колонна в вертикальной и наклонно-направленной скважине должна перекрывать подошву самого нижнего продуктивного пласта на высоту, рассчитываемую из условия, что на каждые 1000 м скважины величина перекрытия составляет 10 м. Поскольку продуктивный пласт Тюменской свиты залегает на глубине 2700 метров, тогда, с учетом перекрытия, глубина спуска эксплуатационной колонны будет составлять 2730 метров. 2.3.2 Интервалы цементирования 1. Направление цементируется на всю глубину спуска, и интервал цементирования составляет 0-50 м. 2. Кондуктор цементируется на всю глубину спуска, и интервал цементирования составляет 0-710 м. 3. Эксплуатационная колонна цементируется с перекрытием предыдущего башмака на 150 м для нефтяной скважины. Следовательно, интервал цементирования составляет 560-2730 м. Таблица 7 – Глубины спуска и интервалы цементирования обсадных колонн 23

Обсадная колонна Глубина спуска, м Интервал цементирования, м Направление 50 0-50 Кондуктор Эксплуатационная колонна 710 2730 0-710 560-2730 2.3.3 Диаметры долот и обсадных колонн 2.3.3.1 Долото под эксплуатационную колонну Дебит нефтеносного пласта составляет 150-200 м3/сут. По таблице 8, на основе данных по дебиту, выбираем ориентировочный диаметр эксплуатационной колонны. Таблица 8 - Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн Нефтяная скважина Ориентировоч Суммарный ный диаметр, дебит, м3/сут мм 1 2 <40 114,3 40–100 127,0 100–150 146,1 150–300 >300 168,3; 177,8 177,8 Газовая скважина Суммарный Ориентировоч 3 дебит, тыс. м / ный диаметр, сут мм 3 4 <75 114,3 114,3; 127,0; 75–250 146,1 146,1; 168,3; 250–500 177,8 500–1000 168,3; 177,8 1000–5000 177,8; 244,5 Ориентировочный диаметр эксплуатационной колонны составляет 168, 3 мм. Затем, размера по таблице 9 эксплуатационной на основе колонны ориентировочного согласовываем наружный диаметр соединительной муфты. 24

Таблица 9 - Основные размеры обсадных туб и соединительных муфт к ним по ГОСТ 632-80 Наружный диаметр обсадно й трубы, мм Толщина стенки трубы, мм Диапазон варьирова ния внутренне го диаметра, мм Наружный диаметр соединительно й муфты, мм минимальная макс имальная от до нормал ь-ный умень шенн ый 1 2 3 4 5 6 7 114,3 5,2 10,2 103, 9 93,9 127,0 (133,0) 123,8 127,0 5,6 10,7 115, 8 105, 6 141,3 (146,0) 136,5 139,7 6,2 10,5 127, 3 118, 7 153,7 (159,0) 149,2 146,1 6,5 10,7 133, 0 124, 6 166,0 156,0 168,3 7,3 12,1 153, 7 144, 1 187,7 177,8 177,8 5,9 15,0 166, 0 147, 8 194,5 (198,0) 187,3 193,7 7,6 15,1 178, 5 163, 5 215,9 206,4 219,1 6,7 14,2 205, 7 190, 7 244,5 231,8 244,5 7,9 15,9 228, 7 212, 7 269,9 257,2 Толщина стенок обсадной трубы, мм 8 5,2; 5,7; 6,4; 7,4; 8,6; 10,2 5,6; 6,4; 7,5; 9,2; 10,7 6,2; 7,0; 7,7; 9,2; 10,5 6,5; 7,0; 7,7; 8,5; 9,5; 10,7 7,3; 8,0; 8,9; 10,6; 12,1 5,9; 6,9; 8,1; 9,2; 10,4; 11,5; 12,7; 13,7; 15,0 7,6; 8,3; 9,5; 10,9; 12,7; 15,1 6,7; 7,7; 8,9; 10,2; 11,4; 12,7; 14,2 7,9; 8,9; 10,0; 11,1; 12,0; 13,8; 15,9 25

Наружный диаметр обсадно й трубы, мм Толщина стенки трубы, мм Диапазон варьирова ния внутренне го диаметра, мм Наружный диаметр соединительно й муфты, мм Толщина стенок обсадной трубы, мм минимальная макс имальная от до нормал ь-ный умень шенн ый 1 2 3 4 5 6 7 273,1 7,1 16,5 258, 9 240, 1 298,5 285,8 298,5 8,5 14,8 281, 5 268, 9 323,9 - 323,9 8,5 14,0 306, 9 265, 9 351,0 - 339,7 8,4 15,4 322, 9 308, 9 365,1 - 351,0 9,0 12,0 333, 0 327, 0 376,0 - 359, 0 387, 4 406, 0 450, 9 485, 8 353, 0 373, 0 402, 0 402,0 - 431,8 - 451,0 - - 508,0 - 11,1 475, 8 533,4 - 11,1; 12,7; 16,1 8 7,1; 8,9; 10,2; 11,4; 12,6; 13,8; 15,1; 16,5 8,5; 9,5; 11,1; 12,4; 14,8 8,5; 9,5; 11,0; 12,4; 14,0 8,4; 9,7; 10,9; 12,2; 13,1; 14,0; 15,4 9,0; 10,0; 11,0; 12,0 Продолжение таблицы 9 377,0 9,0 12,0 406,4 9,5 16,7 426,0 10,0 12,0 473,1 11,1 - 508,0 11,1 16,1 9,0; 10,0; 11,0; 12,0 9,5; 11,1; 12,6; 16,7 10,0; 11,0; 12,0 Исходя из размера эксплуатационной колонны, равной 168,3 мм, наружный диметр соединительной муфты равен 187,7 мм. 26

По таблице 10 определяем минимальную допустимую разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны. Таблица 10 - Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны Условный диаметр обсадных труб, мм Разность диаметров, мм 1 2 114,127 15 140,146 20 168, 178, 194, 219, 245, 25 273, 299 35 324, 340, 351, 377, 426 39–45 Разность диаметров ствола скважины и муфты колонны для обсадной трубы диаметром 187,7 мм составляет 25 мм. Проводим расчет долота под эксплуатационную колонну. Диаметр долота под эксплуатационную колонну вычисляем по формуле: (5) – наружный диаметр муфты обсадной трубы, мм; ∆ – Dэк . д. расч. ≥ Dэк м +∆ где Dэк м разность диаметров ствола скважины и муфты колонны, мм. Получаем, что диаметр долота под эксплуатационную колонну равен: Dэк .д.расч. ≥187,7+25 Dэк .д.расч. ≥212,7 мм По таблице 11 выбираем долото под эксплуатационную колонну. Таблица 11 - Рекомендуемые значения диаметров долот Тип долота Диаметры, мм 1 2 27

Шарошечное долото 142,9; 152, 4; 155, 6; 215,9; 220,7; 295,3; 393,7; 444,5; 490,0; 508,0 Долото PDC 142,9; 152, 4; 155, 6; 215,9; 220,7; 295,3; 393,7; 444,5 Для бурения интервала под эксплуатационную колонну выбираем долото PDC диаметром 215,9 мм. 2.3.3.2 Долото под кондуктор Диаметр кондуктора выбирается из условия проходимости долота для бурения под эксплуатационную колонну внутри него с рекомендуемыми зазорами. Диапазон варьирования внутреннего диаметра кондуктора Dk.вн. определяется по формуле: (6) Dк . вн . =Dэк .д . + ( 10 ÷ 14 ) где Dэк д – диаметр долота под эксплуатационную колонну; (10÷14) – зазор для свободного прохода долота внутри направления, принимаем равным 12 мм. Dк . вн . =215,9+12=227,9 мм Согласно внутреннему диаметру кондуктора, из таблицы 9 выбирается наружный диаметр кондуктора – 244,5 мм и наружный диаметр соединительной муфты – 269,9 мм. Из таблицы 10 выбирается минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и обсадной колонны – 25 мм. По формуле 5 производим расчет диаметра долота под кондуктор: Dк .д .расч. ≥269,9+25 Dк . д . расч. ≥294,9 мм 28

По таблице 11 для бурения интервала под кондуктор выбираем долото PDC диаметром 295,3 мм. 2.3.3.3 Долото под направление Внутренний диаметр направления рассчитывается по формуле 6. С учетом зазора для свободного прохода долота внутри направления (10 мм) и диаметра долота под кондуктор (295,3 мм), внутренний диаметр направления: Dн . вн. =295,3+10=305,3 мм Согласно внутреннему диаметру направления, из таблицы 9 выбираем наружный диаметр кондуктора – 323,9 мм, и наружный диаметр соединительной муфты – 351,0 мм. По таблице 10, на основе условного диаметра, выбирается минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны, в нашем случае для 351 мм разность диаметров составляет 40 мм. По формуле 5 производим расчет диаметра долота под кондуктор: Dн . д . расч. ≥ 351,0+40 Dн .д .расч. ≥ 391,0 мм По таблице 11 для бурения интервала под направление выбираем шарошечное долото PDC диаметром 393,7 мм. На рисунке 7 представлена типовая конструкция скважины, спроектированная на основе числа, глубин спуска, интервалов цементирования и диаметров колонн и соответствующих размеров долот под бурение интервала под каждую колонну. 29

Рисунок 7 – Типовая конструкция скважины на Шингинском месторождении 30

2.4 Выбор устьевого оборудования Определяем максимальное давление на устье при флюидопроявлении Рму, которое для нефтяной скважины рассчитывается по формуле 7, для каждого пласта: (7), P му =P пл −ρ н ∙g ∙ H кр где Рпл – пластовое давление в кровле продуктивного пласта, Па; ρн – плотность нефти, кг/м3; g – ускорение свободного падения, равное 9,81 м2/с; Hкр – глубина залегания кровли продуктивного пласта, м. Градиент пластового давления составляет 0,01 МПа/ м. Отметка кровли первого нефтенасыщенного пласта составляет 2635 метров, второго – 2688 метров. Плотность нефти из первого пласта равна 720 кг/м 3, из второго – 725 кг/м3. На основе данных значений проводится расчет максимального давления на устье: P му .пл1 =2635∙10 4−720∙ 9,81∙2635=7,738 МПа P му .пл2 =2688∙10 4−725∙ 9,81∙2688=7,762 МПа Давление, необходимое для ликвидации ГНВП, рассчитывается по формуле 8: (8) P гнвп=k∙ P му где k – коэффициент запаса, принимаемый равным 1,1; P гнвп .пл1=1,1 ∙ 7,738=8,51 МПа P гнвп . пл2=1,1∙ 7,762=8,54 МПа Давления опрессовки определяется по формуле 9: (9) P оп=k ∙ P гнвп P оп 1=1,1∙ 8,51=9,36 МПа P оп 2=1,1 ∙ 8,54=9,40 МПа Из выбираем полученных значений наибольшее. Подбор давления опрессовки колонной головки 31

осуществляется исходя из: - типа колонной головки (ОКК, ОКО, ОУС); - допустимого давления (14, 21, 35, 70), МПа; - диаметров обвязываемых колонн, мм; - корозионного исполнения (К1, К2, К3); - исполнение по морозостойкости (ХЛ). Таким образом, выбирается следующее устьевое выбираем: ОКК1-21- оборудование: 1. Шифр колонной обвязки 168х245 К1 ХЛ. 2. Шифр ОП исходя из диаметра обсадных труб и рабочего давления: ОП5-230/80х14. 3. Фонтанную арматуру (в процессе освоения и эксплуатации) выбираем на основе данных по давлению. Шифр фонтанной арматуры: АФ6А-65/65-35. 32

3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КУСТОВОЙ ПЛОЩАДКИ При бурении требования, скважин предусмотренные должны быть «Едиными соблюдены техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях» и «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности». Площадка, предназначенная для монтажа буровой установки, должна быть свободна от наземных и подземных трубопроводов, кабелей, очищена от леса, кустарника, травы и спланирована в радиусе не менее 50 м. Территория для размещения пожарной техники вокруг буровой площадки должна быть шириной не менее 12 м. Расстояние от площадки до устья скважины должно быть не более 15 м. Буровые насосы с двигателями внутреннего сгорания могут быть смонтированы как в привышечном сарае, так и в отдельном помещении, которые следует строить из трудносгораемых материалов. Топливные резервуары для двигателей внутреннего сгорания (ДВС) должны быть расположены на расстоянии не менее 40 м от наружных стен зданий и сооружений буровой. Топливная обвалование, емкость достаточное и установка для должны предотвращения иметь разлива топлива и масла на территории буровой и под агрегатные помещения во время их перекачки. Выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания буровых установок следует удалять на расстоянии не менее 15 м от устья скважины, не менее 5 м от боковой обшивки 33

приводного блока (при горизонтальной прокладке выхлопного трубопровода) и не менее чем на 1,5 м выше конька крыши приводного блока (при вертикальной прокладке выхлопных труб). Выхлопные трубопроводы должны быть оборудованы искромаслоуловителями, а схема отводов выхлопных газов должна исключать их попадание на рабочие места буровой. В местах прохода через стены, помещения выхлопные герметизирующих трубы полы или крышу следует устройствах, монтировать изготовленных в из несгораемого материала с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Размеры отверстий для этого устройства должны удовлетворять требованиям монтажа и демонтажа выхлопных труб. Расположение трансформаторов (подстанций) должно исключать их затопление буровым раствором и ливневыми водами. Помещение силового привода вышечного и насосного блоков буровой должно быть тщательно провентилировано от нефтяных паров: после проверки отсутствия взрывоопасной смеси в воздухе может быть допущена работа дизелей или электродвигателей. Выкидные оборудовать трубопроводы факельной для отвода установкой, газа следует располагаемой с подветренной стороны на расстоянии не менее 60 м от устья скважины. Площадь вокруг факельной установки в радиусе 15 м должна быть очищена от кустарника, травы и деревьев. 34

Территорию вокруг факельной установки в радиусе 30 м необходимо оградить и обозначить предупреждающими установке следует знаками. Газ в факельной поджигать дистанционно запальным устройством. Противопожарные мероприятия при ликвидации нефтяных выбросов и открытого фонтана при бурении (и эксплуатации) нефтяных и газовых скважин следует проводить в соответствии с «Инструкцией по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов». Жилые, бытовые и административные вагончики для вахтовых бригад следует располагать на расстоянии, равном высоте вышки плюс 10 м, по не менее 60 м от устья скважины. Чертеж кустовой площадки представлен в приложении П1. 4. ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ ПОСТРОЕНИЕ ПРОФИЛЕЙ СКВАЖИН Выбранное рисунок 1) расположение обеспечивает кустовой площадки сравнительно (см. одинаковые расстояния до точек вскрытия от устьев скважин, также исключается вероятность пересечения стволов скважин и необходимость профилей. построения Построение пространственно-искривленных профилей предусматривается на основе тангенциального метода. Для пяти скважин с соответствующими точками вскрытия осуществлялся выбор типа профиля (J, S-образная, с тангенциальным профилем и с горизонтальным 35

окончанием) (таблица 12). Поскольку профиля скважин не являются пространственно-искривленными, в таблице также указаны азимутальные углы. Таблица 12 – Тип профиля скважин Очередь разбурива ния Точка вскрыт ия 1 С 2 B 3 D1 Отхо д, м 1050, 94 635,4 7 674,8 1 4 D2 889,2 8 5 A 931,5 9 Глубин а вскрыт ия, м Профиль скважины 2984 Тангенциальн ый 3000 S-образный 2990 S-образный 2990 С горизонтальн ым окончанием 2950 J-образный Азимуталь ный угол, d°m′ 278°21′ 139°41′ 334°11′ 348°12′ 48°44′ Для четвертой разбуриваемой скважины с точкой вскрытия D2 был выбран профиль с горизонтальным окончанием по виду профиля. Отход до точки вскрытия для данной скважины составляет 889,28 метров и обеспечивает возможность проектирования участка набора зенитного угла с интенсивностью до 2 град/10 метров и размещение УЭЦН (интенсивность искривления менее 2 град/30 метров) для данного вида профиля, глубина точки вскрытия – 2990 метров. Профиль с горизонтальным окончанием состоит из направляющей части (вертикальный участок и участок набора зенитного угла) и горизонтального участка. Глубина начала искривления – 2085,82 метра. Длина ствола скважины на участке набора зенитного угла – 1400,05 метров, длина горизонтального участка ствола скважины – 200 метров. 36

Проектная интенсивность искривления – 0,63 град/10 метров (таблица 13). Горизонтальная проекция и профиль ствола скважины с точкой вскрытия D2 представлены на рисунках 8 и 9 соответственно. 37

Таблица 13 - Параметры профиля ствола скважины (точка вскрытия D2) Глубина по вертикали, м на интервале 1 0-100 100-200 200-300 300-400 400-500 500-600 600-700 700-800 800-900 900-1000 1000-1100 1100-1200 1200-1300 1300-1400 1400-1500 1500-1600 1600-1700 1700-1800 1800-1900 1900-2000 2000-2100 2100,002199,62 2199,622297,85 2297,852393,46 2393,462485,27 2485,272572,24 2572,242653,25 Зенитный угол, град Отклонение, м всего нч. кч. на интервале всег о 2 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 800,00 900,00 1000,0 0 1100,0 0 1200,0 0 1300,0 0 1400,0 0 1500,0 0 1600,0 0 1700,0 0 1800,0 0 1900,0 0 2000,0 0 2100,0 0 2199,6 2 2297,8 5 2393,4 6 2485,2 7 2572,2 4 2653,2 5 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,26 0-0,21 0,21 1,26 7,56 0,21-7,81 7,81 7,56 13,8 6 20,1 6 26,4 6 32,7 6 39,0 6 7,81-26,29 26,29 26,29-55,40 55,40 55,40-94,89 94,89 94,89-144,18 144,1 8 202,7 4 13,8 6 20,1 6 26,4 6 32,7 6 144,18202,74 Глубина по стволу, м на интервале 7 0-100 100-200 200-300 300-400 400-500 500-600 600-700 700-800 800-900 900-1000 10001100 11001200 12001300 13001400 14001500 15001600 16001700 17001800 18001900 19002000 20002100 21002200 22002300 23002400 24002500 25002600 26002700 Интенсивнос ть искрив -я, град/10 м все го 8 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100 0 110 0 120 0 130 0 140 0 150 0 160 0 170 0 180 0 190 0 200 0 210 0 220 0 230 0 240 0 250 0 260 0 270 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 38

2653,252727,34 2727,342793,63 2793,632851,31 2851,312899,66 2899,662938,14 2938,142966,29 2966,292983,71 2983,712990,00 2990,002990,00 2990,002990,00 2727,3 4 2793,6 3 2851,3 1 2899,6 6 2938,1 4 2966,2 9 2983,7 1 2990,0 0 2990,0 0 2990,0 0 39,0 6 45,3 6 51,6 6 57,9 6 64,2 6 70,5 6 76,8 6 83,1 6 90 45,3 6 51,6 6 57,9 6 64,2 6 70,5 6 76,8 6 83,1 6 90 90 90 90 202,74269,79 269,79344,60 344,60426,24 426,24513,71 513,71605,95 605,95701,86 701,86800,30 800,30900,00 900,001000,00 1000,001089,28 269,7 9 344,6 0 426,2 4 513,7 1 605,9 5 701,8 6 800,3 0 900 1000 1089, 28 27002800 28002900 29003000 30003100 31003200 32003300 33003400 34003500 35003600 36003685,87 280 0 290 0 300 0 310 0 320 0 330 0 340 0 350 0 360 0 368 5,87 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0,63 0 0 39

Рисунок 8 – Горизонтальная проекция (в соответствии с азимутальным углом) ствола скважины с точкой вскрытия D2 40

Рисунок 9 –Профиль скважины с горизонтальным окончанием (с точкой вскрытия D2) 41

5. РАСЧЕТ ТРАЕКТОРИЙ СКВАЖИН В соответствии с построенными в задании 4 профилями для каждой точки вскрытия, определяются и рассчитываются исходные данные вероятности для расчета, расхождения построения профилей. и Синим анализа выделен проектный профиль из 4-го задания, розовым – расчетный профиль. Профиль с горизонтальным окончанием с точкой вскрытия D2. радиуса кривизны искривления, набора Первым шагом так же производим расчет для зенитного окружности, данного угла. описывающей профиля Поскольку характерен проектная участок участок величина интенсивности искривления участка набора зенитного угла для достижения i D 1=0,63град/10 метров, точки вскрытия D1 то основании этого на составляет значения производим расчет радиуса кривизны для участка набора зенитного угла (рисунок 10). 42

Рисунок 10 – Радиус кривизны окружности участка искривления для точки вскрытия D2 R D 2= 180 =909,918 м 0,063∙ π На основании данных по начальному и конечному зенитным значение углам величины участка искривления центрального угла рассчитываем и длины дуги окружности: α D 2=|88,20−0,00|=88,20° l D 2= 3,14∙ 909,918 ∙88,2=1400,00 м 180 Рассчитываем величину отхода участка набора зенитного угла: b D 2=R D 2 ( 1−cos ( α ) ) =909,918∙ ( 1−cos ( 88,2° ) ) =881,34 м Длина горизонтального участка принимается равной 200 метров (см. задание 4). Результаты расчетов данных для проекции профиля с горизонтальным окончанием ствола представлены в таблице 14, а расчетная проекция данного профиля – на рисунке 10. 43

Рисунок 10 – Проекция профиля с горизонтальным окончанием ствола для точки вскрытия D2 с нанесенными основными расчетными данными Таблица 14 – Расчетные данные профиля с горизонтальным окончанием с точкой вскрытия D2 Участок Вертикальны й Участок набора зенитного угла Горизонтальн ый участок Радиус кривизны R, м Длина дуги l, м Отход от точки набл., м Отход от устья, м - - 0 0 909,92 1400,00 881,34 881,34 - - 200,00 1081,34 На рисунке 11 представлено расхождение проекций профилей для точки вскрытия D2. 44

Рисунок 11 – Расхождение проекций профилей для точки вскрытия D2 Поскольку построение профилей в совокупности осуществлялось по первому методу в 4-ом задании и по второму методу расхождение в 5-ом проекций спроектированных профилей задании, для то относительное всех исследуемых объясняется одинаковыми причинами. Данное расхождение объясняется рядом причин: 1) геометрической составляющей при проектировании профилей с использованием выбранного метода. Тангенциальный метод подразумевает построение участка кривизны с помощью совокупности прямых линий, т.е. наблюдается скачкообразное изменение зенитного угла в соответствии с интенсивностью. Метод на основе радиуса 45

кривизны предполагает плавное изменение зенитного угла за счет построения окружности. участка Данная кривизны причина с помощью является дуги основной, объясняющей расхождение проектных проекций профилей; 2) погрешности и неточности методов, используемых для построения проектных профилей (тангенциальный метод, метод на основе радиуса кривизны); 3) погрешности используемых программ для построения; 4) погрешности используемых формул и округление расчетных значений величин. Бурение участков искривления в рамках проекта предусматривается путем бурения слайдированием, т.е. с использованием в компоновке ВЗД. Процесс направленного бурения при использовании ВЗД осуществляется за счет регулятора кривизны (кривой переводник), расположенного между шпиндельной и силовой секцией, который создает угол перекоса. Применение ВЗД по сравнению с аналогичными вариантами бурения участков набора и падения зенитных углов обуславливается различными факторами. Например, если приводить сравнение с турбобуром, то ВЗД обладает большей меньшими моментоемкостью, габаритными лучшей размерами, управляемостью что и обеспечивает лучшее управление. РУС сравнительно новая технология с небольшим опытом ее применения, поэтому от применения данной системы принято решение воздержаться. Контроль траектории скважин по интервалам бурения осуществляется за счет ТМС (телеметрической системы). 46

Предусматривается применение систем MWD (измерение параметров, в частности, координат и данных инклинометрии) и LWD (процесс контроля разреза скважины методом каротажа в процессе бурения). На основе проектных профилей скважин и данных по ним, с помощью ТМС осуществляется контроль бурения вертикальных участков стволов скважин до проектной отметки начала искривления, откуда затем на основе данных по координатам забоя начинается процесс отклонения с заданной интенсивностью искривления ствола скважины за счет искривления регулятора кривизны, входящего в состав компоновки ВЗД. Контроль процесса фиксируется направленного данными стабилизации, как в бурения инклинометрии. случае и углов Интервалы для тангенциального и S- образного профилей, предполагается бурить при совместной работе тандема «Ротор+ВЗД». Для обеспечения связи между системой ТМС и наземным оборудованием выбирается определенный канал связи, который наиболее пригоден и применим при исходных условиях бурения. Канал связи является основным и решающим фактором, так как именно от него зависит конструкция телесистем, компоновка, информативность, надежность, удобство работы, а также условия прохождения сигналов. Наибольшее электропроводный, каналы связи. экономическая практическое гидравлический Разнообразие применение и условий целесообразность нашли электромагнитный бурения, определяют а также каждому каналу связи свою область применения. 47

В нашем случае был выбран гидравлический канал связи (ГКС). Данное предпочтение базируется на относительной простоте осуществления связи по сравнению с электропроводным (ЭКС) и электромагнитным (ЭМКС). В ЭКС используется кабель, наличие которого обуславливает невозможность вращения бурильной колонны и невозможность полной герметизации (закрытия превентора) при нахождении кабеля на внешней поверхности трубы. В ЭМКС большое влияние на осуществление связи влияет радиус канала связи и проводимость и перемежаемость горных пород. В случае ГКС связь осуществляется за счет генерации импульсов давления в потоке бурового раствора, которые по столбу бурового раствора поступают на устье, фиксируются и декодируются в воспринимаемую оператором информацию. Также ГКС имеет довольно большой опыт его применения и использования для процесса бурения скважин. 6. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЙ 6.1. Подземное буровое оборудование 6.1.1 Выбор и обоснование типа долота Осевая нагрузка обеспечивает внедрение породоразрушающего инструментари й в горную породу. Для болен ие твердых порода требуется болен ие 48

высморкать ся осевая нагрузка, нож расчетное значение осевой нагрузки нет должност ь превышатьс я 80 % ото допустимой под паспорту долгота. Приз расчете осевой нагрузки над долотцо используют следующие методич ный: 1. Статистический анализато р отработки долото в аналогичных геолого-технических условиях. 2. Аналитический расчесть над основа тел ь качественных показателей физикохими к-механических свойство горнов ой породный и характеристика шарошечных долото, приумень шение базовых механической зависимостей скоростник долговечности бурения ото долгота и основных параметри зоват ь бурения. 49

1) Расчесть осевой нагрузки, обеспечивающей объемное разрушение горнов ой породный производиться под формуле: Goc = 0,75 · Дд · Рш; (10) где Дд- диаметральны й долгота, м; Рш - твердолоб ость породный под штампу, кгс/мм. Для интервали ка 0-50 метров: Goc = 0,75 · 0,3937 · 4 = 1,18 тсс. Для интервали ка 50-710 метров: Goc = 0,75 · 0,2953 · 9 = 1,99 тсс. Для интервали ка 710-2730 метров: Goc = 0,75 · 0,2159 · 9 = 1,46 тсс. 2) Определяется осевая нагрузка под удельной нагрузке над 1 см диаметральны й долгота: Gос = q·Д /1000 (11) 50

где q - удельная нагрузка над 1 см долгота, кгс/сма к; Д - диаметральны й долгота, сма к; Удельная нагрузка над 1см диаметральны й долгота кгс/сма к, для порода типаж М, q = порода типаж Cq = 400 дог 200 - 600 кгс/сма к; для кгс/сма к; Под формуле получаем в интервале: - 0-50 метров: Goc= 450 · 39,37/1000 = 17,7 т. - 05-710 метров: Goc= 500 · 29,53/1000 = 14,8 т. - 710-2730 метров: Goc= 550 · 21,59/1000 = 11,9 т. Необходимост ь также учитыватьс я, чтоб расчетное значение осевой нагрузки нет должност ь превышатьс 51

я 80% допустимой нагрузки над долотцо (под паспорту), условие выполняется. Оптимальные частотный вращения долото находятся в диапазонах: a) для долото типаж M 250 - 400 оба/мина; b) для долото типаж MC 150 - 300 оба/мина; c) для долото типаж С 100 - 200 оба/мина. Превоз вышение оптимальных частота вращения вызывает снисх ождение механической скоростник бурения и поломку долгота. Частота вращения шарошечных долото рассчитывается для всех типоразмеров долото под трема показателям под методике: 1. рекомендуемой линейной скоростник над периферичес кий долгота; 2. стойкости опора долгота; 3. продолжительности контактан т зубьев долгота с породой. 1) Расчесть частотный линейной вращения под скоростник рекомендуемой над периферичес кий долгота определяется под формуле: n1 = 60 ·Vл /  ·Dд (12) где n - частота вращения долгота, оба/мина; Vл - рекомендуемая линейная скорб 52

ность над периферичес кий долгота, м/с, Vл зависит ото твердости порода: -для порода категоричес ки М, МЗд а Vл = 2,8 - 3,4 оба/мина; -для порода категоричес ки MC, МСЗ Vл= 1,8 - 2,8 оба/мина; -для порода категоричес ки С, СЗад и Vл = 1,3 – 1,8 оба/мина. 2) Расчесть частотный вращения долгота, под временит ь контактан т зуба долгота с горнов ой породой ведется под формуле: n2 = 60 · 105 ·dш / tк· z · Dд где (13) dш – диаметральны й шарошки, м ; 53

Dд – диаметральны й долгота, м; Отношение диаметральны й шарошки к диаметру долгота равновеси е примерност ь 0,65; tк – минимальное времянк а контактан т зуба долгота с горнов ой породой: -для пластичных порода tк=(3÷6) ·10-3с; -для упругост ь-пластичных порода tк=(5÷7) · 10-3с; -для упругост ь-хрупких порода tк=(6÷8) ·10-3с z – числово й зубьев. 3)Расчесть частотный вращения под стойкости опора: n3 = Т0 / 0,02 (а + 2) = 0,0935 ·Dд / 0,02· (а + 2) (14) 54

где а – коэффициент, характеризующий свойства горных порода; Dд – диаметральны й долгота, мм; Т0 – константан для данного долгота, характеризующая стойкость опора. Рассчитываем частоту вращения долгота для бурения поди направление в интервале 0-50 метров: n1 = 60 · 1,6 / 3,14 · 0,3937 = 78 оборотов/мина 0,65 5 n2 = 0,6 ∙10 ∙ = 433 оборотов/мина 5 ∙18 n3= 0,0935 · 393,7 / 0,02 · (0,6 + 2) =708 оборотов/мина Рассчитываем частоту вращения долгота для бурения поди кондукторш а в интервале 50 –710 м. n1 = 60 · 1,4 / 3,14 · 0,2953 = 91 оборотов/мина 0,65 5 n2 = 0,6 ∙10 ∙ = 361 оборотов/мина 6 ∙18 n3= 0,0935 · 295,3 / 0,02 · (0,5 + 2) =552 оборотов/мина Рассчитываем частоту вращения долгота для бурения поди эксплуатационную колонну в интервале 710 – 2730м: n1 = 60 · 1,3 / 3,14 · 0,2159 = 115 оборотов/мина 0,65 5 n2 = 0,6 ∙10 ∙ = 361 оборотов/мина 6 ∙18 n3= 0,0935 · 215,9 / 0,02 · (0,4 + 2) =421 оборотов/мина Рассмотрим статистику применения лидеров отечественного производства винтовых забойных двигателей в России ООО «Буринтех», ООО «ВБМ-сервис» и иностранные 55

компании Security DBS и Schlumberger-smith на примере Двуреченском месторождении. Показатели работы долот фирмы «ВБМ-сервис» Стоимость долота 2420$. Таблица 15 - Показатели работы долота 215,9 МЗГВ Месторое ние Интервал бурения от до 110 153 0 7 153 185 7 0 193 216 5 2 № долота Двуреченское 307 317 870 проходк а, м вре мя мех.ск ор. м/ч 437 12,5 35,0 313 11,0 28,5 227 11,5 19,7 Тип ГЗД 3ТСШ195 3ТСШ195 3ТСШ195 Средняя механическая скорость на данном интервале по трем рейсам составила 38,5 м/ч. Средняя проходка на одно долото 489,5 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот в этом интервале составит: Сбур=Стоимость долота/проходку=2420/489,5=4,94$ (15) В интервале 1500 – 2300, средняя механическая скорость составила 18,9 м/ч. Средняя проходка на одно долото 212 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот в этом интервале составит: Сбур=Стоимость долота/проходку=2420/212=11,37$ Показатели работы долот фирмы «Smith» Стоимость долота 55350$. Таблица 16 - Показатели работы долота 215,9 PDC S91BHPX № Скв.Кус т № долот а Тип и№ ВЗД Интерва л бурения 1312/39И -Т №JS37 12 Д 3195 2465 – 2616 Метр аж м Tмех.б ур час 151 20 Т пром ыв, час 2 Vмех. б., м/ час 7,55 56

№727 2616 3108 492 43,5 7 11,3 Износ долота 215,9 PDC S91BHPX (215,9) при бурении составил 42%. Средняя проходка на долота составила 4500 м., средняя механическая скорость в интервале 1700-3100 м составила 11,4 м/ч. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составит: Сбур=Стоимость долота/проходку=55350/4500=12,3 $ Показатели работы долот фирмы «БУРИНТЕХ» Стоимость долота 8460$. Таблица 17 - Показатели работы долота БИТ 215,9 М4 № долот а Мест./ куст Лук/78 Лук/78 Лук/94 656 Интервал, м от до 520 1677 1896 2422 560 1600 Н, м Тбур., ч Vмех., м/ч Двигат ель 1157 526 1040 33 34 18 35,1 15,5 57,8 А7П5 Д3-195 А7П5 Расход долот БИТ 215,9 М4 в этом интервале 0,5. проходка 4460 м. Средняя механическая скорость составила 46 м/ч. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составит: Сбур=Стоимость долота/проходку=8460/4460=1,9$ Показатели работы долот фирмы «Security DBS» Стоимость долота 6000$. Таблица 18- Показатели работы долота 215,9 S84F № скв., куста 104Ю /П 105 Ю/ П № долота 735469 Ин-вал бурения, м от до 2513 2 204 3123 2967 2 599 3265 Время мех. Ср. мех. Пр-дка бурен на скорос ия, долото, ть, м/ч час м 454 395 145 50 43 22 9,1 9,2 6,6 Тип ГЗД Д2-195 57

Расход долот 215,9 S84F при бурении 9 шт. Средняя проходка на одно долото составила 1042 м., средняя механическая скорость в интервале 2100-3200 м составила 9,1 м/ч. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составит: Сбур=Стоимость долота/проходку=6000/1042=5,7$ Сводные данные по работе долот представлены в таблице 19 Таблица 19 - Данные по работе долот Долото 215,9 МЗГВ 215,9 PDC S91BHPX БИТ 215,9 М4 215,9 S84F (Securit DBS) Ср. проходка, м Мех. скорость, м/ч 489,5 212 4500 4394 1912 38,5 18,9 11,4 46 18,2 Стоимость бурения 1м из учета цены на долото, $ 4,94 11,37 11,4 1,9 4,42 1042 9,1 5,7 Экономическую эффективность долот можно оценить из учета стоимости метра проходки и рассчитать по следующей формуле 26: СД= CБ*(H-h3)/Vмех + (H-h3)*CД+(T3…Тn)*CБ (16) где H – глубина скважины по стволу, м; Vмех – механическая скорость бурения; CД – стоимость метра проходки из учета цены на долото, $; Tn – время затраченное на СПО на n-ном долблении (в ЗАО «ССК» определяется из учета СПО (25 свечей) = 2 ч, сборка КНБК= 1 ч); 58

СБ – средняя стоимость часа буровых работ (в ЗАО «ССК» СБ=200$). По формуле рассчитываются затраты и полученные данные заносятся в таблице 20. Таблица 20 - Техническая и экономическая эффективность долот Долото 215,9 МЗГВ 215,9 PDC S91BHPX БИТ 215,9 М4 215,9 S84F (Security DBS) Интерва л Ср. прохо дка, м Мех. скоро сть, м/ ч Стоимо сть 1м ,$ 60 0 15 00 15 00 23 00 489,5 38,5 4,94 212 18,9 11,37 17 00 31 00 4500 11,4 11,4 50 0 18 00 16 00 29 00 4394 46 1,9 1912 18,2 4,42 21 00 32 00 1042 9,1 5,7 Анализ Время СПО +ПЗР+бур ение, час Количес тво СПО для смены долота 115 7 96 1 Сд, $ 362 63 306 96 62 1 117 1 168 77 294 04 полученных данных показывает, что наибольшую экономическую эффективность имеют долота производства фирмы «БУРИНТЕХ» - БИТ215,9 М4, которые обеспечивая высокую механическую скорость, обладая высокой износостойкостью и относительно небольшой ценой, позволят уменьшить время строительства скважины. За основу выбора долот положены физико- механические свойства пород и литологический разрез. Рациональным типом долот данного размера является такой тип, который при бурении в конкретных геологических условиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 59

1 метр проходки. Характеристики выбранных долот представлены в таблице 21. Таблица 21 – Характеристики буровых долот по интервалам бурения Интервал Шифр долота Тип долота Диаметр долота, мм Тип горных пород Присоединительн ГОСТ ая API резьба Длина, м Масса, кг Предельная 0-50 БИТ 393,7Z1RS J 50-710 БИТ 295,3 ВТ 416 710-2730 БИТ 215,9 М4 393,7 М з-152 - PDC 295,3 М,С з-121 - 215,9 С,Т з-117 - 0,62 300 210 0,45 54 180 0,3 27 150 60

6.2 Оборудование для искривления скважины и контроля кривизны 6.2.1 Выбор и обоснование типа забойного двигателя Выбор забойных двигателей по интервалам условно одинаковой буримости производится из условия создания в двигателе достаточного момента для разрушения горной породы. Условие выполняется, если расчетный момент в забойном двигателе (Мс, Нм) обеспечивается моментом, развиваемым данной моделью забойного двигателя при определенном расходе и плотности промывочной жидкости. Момент сопротивлений при работе ГЗД (с долотом) в процессе углубления скважины рассчитывается как: Мс = Мдп + М0 + Мп, где Мдп ( (17) – момент расходуемый на разрушение горной породы, Нм: Мдп = МуGс, ( (18) где Му – удельный момент на долоте, Нм/кН; Gс– статическая составляющая осевой нагрузки, кН. Удельный момент рассчитывается как: где, гп Му = гпRд103(0,55…0,72), (19) = 0,4…0,1 – коэффициент трения вооружения долота о горную породу в зависимости от твердости (0,4 – для мягких); Rд – радиус долота, м; М0 – момент на трение долота о стенки скважины, Нм: М0 = 550Дд; ( (20) где Мп – вращающий момент, расходуемый на сопротивления в осевой опоре двигателя, Нм: Мп = Тппrп, ( 61

(21) где Тп – осевая нагрузка на пяту в зависимости от твердости пород, Н; п – коэффициент сопротивления в осевой опоре, п=0,08…0,3; rп – средний радиус трения в пяте, м: ( 3 3 2 (r н−r в ) r п= ⋅ 2 2 3 (r н−r в ) , (22) где rн и rв – соответственно наружный и внутренний радиус пяты, м. Расход бурового раствора должен обеспечивать следующие функции: - очистка забоя скважины от выбуренной породы; - удаление продуктов разрушения по затрубному пространству на дневную поверхность; - передавать мощность от источника на дневной поверхности к забою. Условие удовлетворительной очистки забоя скважины записывается как: ( Qi>k⋅Sзаб , (23) где k – коэффициент удельного расхода жидкости, м/с; Sзаб – площадь забоя скважины, м2. Условие транспортировки шлама на дневную поверхность: Qв >V в⋅Sк.п. , где Vв – скорость восходящего потока, м/с; Sк.п. ( (24) – площадь кольцевого пространства, м2. Значения коэффициента удельного расхода и скорости восходящего потока в КП определены в соответствии с опытом бурения скважин на данном месторождении. 62

Расход для удовлетворительной очистки забой от шлама и транспортировки его на дневную поверхность при бурении под направление: Qi ≥0,05∙ 3,14∙ 0,39372 3 =0,006 м /с 4 Qв ≥0,17∙ 3,14∙(0,39372 -0,1272 ) 3 =0,019 м /с 4 Под кондуктор: Qi ≥0,6∙ 3,14∙ 0,29532 3 =0,041 м /с 4 3,14∙(0,29532 -0,1272 ) 3 Qв ≥0,97∙ =0,054 м /с 4 При бурении под эксплуатационную колонну: 3,14∙ 0,21592 3 Qi ≥0,7∙ =0,026 м /с 4 Пример расчет момента сопротивления на валу турбобура в интервале бурения под кондуктор. Му = 0,550,350,2950,51000=28,4 Нм/кН; Gc = 0,7571 = 53 кН; Мдп = 28,453 = 1,5 кНм; М0 = 5500,2953 = 162,4 Нм; Тп = 20103 Н; r п= 3 3 2 (0,092 −0,07 ) =0,81 3 (0,922−0 ,072 ) м; Мп = 201030,10,081 = 0,162 кНм; Мс = 1,5 + 0,162 + 0,1624 = 1,8 кНм. Рассмотрим статистику применения лидеров отечественного производства винтовых забойных двигателей в России ООО «Радиус-Сервис», ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент» и иностранной компании Schlumberger-Anadrill. 63

В таблице 22 приведен критический анализ ВЗД разных компаний-производителей для бурения ЭК, в таблице 23 – ВЗД для бурения интервала под кондуктор.. Таблица 22 - Сравнительная характеристика ВЗД под эксплуатационную колонну Двигатель Наружн ый диаметр , мм Длин а, м Вес , кг Расход жидкос ти, л/с Число оборот ов, об/ мин Максималь ный рабочий момент, кН*м Ресу рс, ч 172 7,2 794 19-38 86-273 5,2 285 172 7,6 25-35 90-195 4,9 218 172 8,6 19-38 84-168 4,9 144 Schlumber gerAnadrill A675 ДРУ-172РС ДГР-172ВНИИБТ Можно 112 0 118 9 использовать «Schlumberger-Anadrill» перекоса, который направленные, обеспечивает A675, позволяет так высокий и забойный с регулируемым бурить как прямолинейные рабочий двигатель момент углом наклонно- интервалы на и долоте, что актуально при разрушении средних и твердых горных пород. Таблица 23 - Сравнительная характеристика ВЗД под кондуктор Двигате ль «Drilex» D775 ДРУ-195РС ДГР-195ВНИИБТ Наружн ый диамет р, мм Дли на, м 240 6,44 240 5,3 240 4,6 Ве с, кг 10 65 10 95 11 89 Расход жидкос ти, л/с Число оборот ов, об/ мин Максималь ный рабочий момент, кН*м Ресу рс, ч 12-58 55-185 6,1 285 13 203 7-9 156 25-35 25-35 120170 108150 64

Для интервала бурения 50-710 метров (интервал бурения под кондуктор) предлагается использовать забойный двигатель «Drilex» D775, который отвечает требованиям по диаметру забойного двигателя, а также позволяет при заданном расходе обеспечить момент для разрушения горной породы. 6.2.2 Выбор типа телесистемы Для измерения траекторных параметров применяются телесистемы. Телесистемы применяют для измерения зенитного угла и азимута скважины (положение корпуса инклинометра) в немагнитной УБТ или в ЛБТ, а также угла установки отклонителя, для чего они снабжаются наконечником и посадочным гнездом для фиксации его направления с направлением отклонителя (меткой). Канал связи между забойным модулем и наземной аппаратурой телесистемы (кабельный), Характеристики может гидравлический, телесистем, быть проводной электромагнитный. применяемых при бурении, приведены в таблице 24. В таблице 24 приведена сравнительный анализ телесистем из разных компаний. 65

Таблица 25 – Характеристики телесистем Измеряе мые параметр ы, условия эксплуат ации Зенитный угол Азимут Отклонитель, град. Азимут отклонителя, град. Гаммаизлучение Температура, °С Уровень продольн ой и поперечн ой вибрации Резистивиметр ия Максим. забойная температура, °С Максим. давление на забое, МПа Диаме тр забойн ого модуля, мм Предельная глубина передачи информации с забоя, м Время обновл. информации, с Тип телесистемы (канал связи) МАК-01 ПЕЛЕНГ GEOLINK электр о(кабельн гидравличе магнит ый) ский ный Измеряемые параметры 0-180(+\0-130(+\+ 0,25) 0,2) 0-360(+/0-360(+/+ 2,0) 1,5) 0-360(+/+ + 2,0) + ИГЛА (кабельны й) 0-180(+\0,1) 0-360(+\0,5) +/-180(+/1,0) - - + + + - + + - - - - + - - + - Технологическая характеристика телесистем 105 125 140 120 60 108 60 31 108 42-66 - 30 5000 5000 - 5000 30 0,05 8,75 0,05 66

Специальн ое оборудова ние для оснащения бурового инструмента Антенна Необходимость в геофизичес ком подъёмнике Дополнител ьные операции нет Гасите ль пульса ции давлен ия Кабельн ый перевод ник, посадоч ное устройс тво да нет да нет Установка устройств защиты кабеля нет Да Устано вка устрой ств защит ы кабеля нет при наращивании Ограниче ния при вращении буриль ной колонн ы Кабель ный перевод ник, посадоч ное устройс тво нет да Из таблицы 25 можно сказать что для кустового бурения на данном месторождении наиболее целесообразно применять телесистему GEOLINK с гидравлическим каналом связи. В технические таблице 26 более характеристика детально данной представлены телеметрической системы. 67

Рисунок 12 – Принципиальная схема подключения телеситстемы Таблица 26 - Технические характеристики гидравлическим каналом связи Азимут Наклонение Температура Магнитное поле Отклонитель магнитный Азимут метки Гамма-зонд GEOLINK с 0 - 360°± 0.5° 0-180°± 0.05° 0-200°C± 1.0° 5 T± 0.075mT 0-360°±1.0° 0-360°до 3°наклона±1.0° 0-820 ед API Весь комплекс подземного оборудования по интервалам бурения представлен в таблицах 27-29. 68

Таблица 27 – КНБК для бурения секции под направление (050 м) Типоразме № р, шифр Наруж Внут. Длин . диаме а, м диаме тр, мм тр, мм Резь ба (низ ) Резь ба (вер х) Тип соедине ния (низ) Тип соедине ния (верх) Сум.в ес, т З-177 Ниппель 0,15 З-177 З-152 З-152 З-152 З-152 З-171 З-171 З-171 З-171 З-152 З-152 З-152 З-152 З-133 З-133 Муфта Муфта Ниппель Муфта Ниппель Муфта Ниппель Муфта Ниппель Муфта Ниппель Муфта Ниппель Муфта Ниппель З-133 Муфта З-133 З-133 З-133 З-147 З-147 З-147 Ниппель Муфта Ниппель Муфта Ниппель Муфта Бурение под направление (0-50м) 1 БИТ 393,7Z1RSJ 0.40 393,7 - 2 Переводник М177хМ152 0,42 203 89 3 УБТ-203/80 10 203 80 0,51 203 89 1,3 393,7 80 0,51 203 89 10 203 80 0,4 127 90 До устья 127 89 0,5 127 89 0,4 127 90 До устья 140 83 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 Переводник М171хН152 Калибратор К 393,7 МС Переводник М171хН152 УБТ-203/80 Переводник М133хН152 Бурильная труба ТБПК 127х9,19 Кран шаровый Переводник М147 Н133 ВБТ 140 0,054 2,03 0,054 0,473 0,054 2,03 0,043 10 0,03 0,03 2 69

Таблица 28 – КНБК для бурения секции под кондуктор (50710 м) № Типоразмер, шифр Длин а, м Наруж. Внут. диадиамет мет р, мм р, мм Резь ба (верх ) Тип соединен ия (низ) Тип соединен ия (верх) Сум. вес, т З-152 Ниппель 0,04 З-152 Муфта З-152 Муфта З-152 Ниппель З-152 Муфта З-152 З-147 З-147 З-147 З-147 З-152 З-152 З-152 З-152 З-147 З-147 З-147 З-147 З-133 З-133 Ниппель Муфта Ниппель Муфта Ниппель Муфта Ниппель Муфта Ниппель Муфта Ниппель Муфта Ниппель Муфта Ниппель З-133 Муфта З-133 З-133 З-133 З-147 З-147 З-147 Ниппель Муфта Ниппель Муфта Ниппель Муфта Резь ба (низ) Бурение под кондуктор (50-710м) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 БИТ 295,3 ВТ 416 Забойный двигатель D775 Клапан обратный КОБ-240 Переводник М147хН152 УБТ 178/90 Переводник Н152хМ147 Калибратор К 295,3 МС Переводник Н152хМ147 УБТ 178/90 Переводник М133хН147 Бурильная труба ТБПК 127х9,19 0,4 10,5 295, 3 240 - - 0,52 240 - 0,7 200 90 28 200 90 0,7 203 90 1,3 295, 3 100 0,7 203 90 54 200 90 0.7 178 90 До устья 127 89 12 Кран шаровый 0,5 127 89 13 Переводник М147 Н133 0,4 127 90 14 ВБТ-140 До устья 140 83 2,04 0,11 0,03 4 0,03 0,313 0,03 7,9 0.03 23.06 0,03 0,03 2 70

Таблица 29 - КНБК для бурения секции под ЭК (710-2730) № п/ п 1 3 Интерв ал по вертика ли , м о до т 2 710 3 3000 Элементы КНБК № п/п 4 1 2 3 Типоразмер, шифр 5 БИТ 215,9 М4 Калибратор КА 215,9 СЗ Забойный двигатель «Schlumberger-Anadrill» A675 4 Переводник П-147/117 5 Обратный клапан КОБ178 6 Переливной клапан ПК172РС GEOLINK гидравлический 7 8 9 УБТ 178-71Д Переводник П-122/133 10 11 УБТ 165-71Д Переводник П-147/122 12 13 ПК 127-9К Ясс WDT 6 ¾ ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление 6 ТУ26-16-109-80 - ГОСТ 7360-83, ТУ 36-2328-80 ОСТ 39-096-79 ГОСТ Р №РОСС PV Н005.В00002 ТУ 14-3-835–79 ГОСТ 7360-83, ТУ 36-2328-80 ТУ 14-3-835–79 ГОСТ 7360-83, ТУ 36-2328-80 ТУ 14-3-1571–88 ISO №96-371, АРI №7-0268 71

6.3 Подземное оборудование для цементирования скважины В таблице 30 представлен комплекс подземного оборудования для цементирования скважины. Таблица 30 - Подземное оборудование для цементирования скважины Название колонны, Dусл Наименован ие, шифр, типоразмер БКМ-168 ЦКОД-168 Эксплуатаци -онная, 168 мм Кондуктор, 245 мм Направлени е, 324 мм ЦПЦ 168/216 ЦТ 168/216 ЦТ 168/216 ПРП-Ц-Н 168 БКМ-245 ЦКОД-245 ЦПЦ 245/295 ЦПЦ 245/295 ЦТ 245/295 ПРП-Ц-245 БКМ-324 ЦКОД-324 ЦЦ-324 ПРП-Ц-324 Интервал установки, м От До (верх) (низ) по по ствол ствол у у 2730 2730 2720 2720 0 710 710 2211 2211 2730 710 2211 2211 2730 2730 710 700 0 50 50 710 50 40 0 40 2730 710 700 50 710 710 710 50 40 50 40 Количест во элементо в на интервал е, шт 1 1 17 39 55 78 55 1 1 1 4 21 41 1 1 1 5 1 Сумарн ое количе ство, шт 1 1 111 133 1 1 1 25 41 1 1 1 5 1 72

6.4 Наземное буровое оборудование Буровая установка выбирается, согласно действующим правилам безопасности промышленности, по грузоподъёмности, подъёмные в её нефтяной допустимой позволяющей операции с и наиболее газовой максимальной проводить тяжёлой спуско- бурильной и обсадной колоннами. Одними из лидеров по созданию буровых установок для строительства нефтяных и газовых скважин являются предприятия Волгоградского техники «ВЗБТ» Уральского и в завода завода России буровой тяжелого машиностроения «Уралмаш» (УЗТМ). Также в настоящее время немаловажную роль в строительстве нефтяных и газовых скважин в России занимают буровые станки марки ZJ Китайского производства. оптимального по Для техническим выбора и наиболее технологическим параметрам бурового станка выполнен анализ установок данных производителей. В таблице характеристика 38 трех представлена буровых сравнительная установок разных производителей. 73

Таблица 31- Сравнительный анализ буровых установок БУ-4500/270 ЭПК (ДЭП)-БМ и БУ 4500/270 ЭК-БМ и ZJ-50-DBS Параметры Допускаемая нагрузка на крюке, кН Условная глубина бурения, м Высота основания (отметка пола буровой), м Тип привода Вышка, тип Оснастка талевой системы Полезная высота вышки, м Статическая грузоподъемность, кН Максимально-допустимое давление промывочной жидкости, МПа Ротор Расчетная мощность привода ротора, кВт Диаметр отверстия в столе ротора, мм Допускаемая статическая нагрузка, кН БУ-4500/270 ЭПК(ДЭП)БМ 2700 БУ 4500/270 ЭК-БМ ZJ-50-DBS 2700 3150-3400 4500 11,1 4500 11,1 3500-5000 Более 9 Электрический Мачтовая, с открытой передней гранью 5х6 45,3 Электрический к-образная 2700 3400 35 35 35 Р-700 с ПКР 560М 1120 Р-700 с ПКР 560М 370 Р-700 с ПКР 560М 370 700 700 700 2700 500 500 950 46 1600 50 Электрический Мачтовая, с открытой передней гранью 5х6 46 Вертлюг 2700 6х7/35 44,5 Насос* Мощность насоса, кВт Идеальная подача (наибольшая), л/с 1180 51 74

Предельное давление (наибольшее), МПа 35 32 Более 35 303 180 300 4 (5*) ≈600 4 ≈520 4(5) 437,249 Циркуляционная система* Общий полезный объем емкостей под буровой раствор, м3 Количество ступеней очистки Цена, млн. руб 75

Из таблицы 38 можно сделать вывод, что для кустового бурения на данном месторождении по многим параметрам наиболее предпочтительна установка ZJ-50-DBS. Основные преимущества установки ZJ-50-DBS-БМ 1. Подъём буровой вышки производится с помощью лебёдки, на вышке допускается монтаж системы верхнего привода; 2. Регулировка скорости вращения и крутящего момента электродвигателей переменного тока в широком диапазоне значительно облегчает управление лебёдкой, буровым насосом, ротором и верхним приводом; 3. Искробезопасное исполнение электродвигателей переменного тока; 4. БУ оборудована автоматизированной кабиной бурильщика. Операции по управлению процессом бурения производятся с помощью джойстиков и сенсорного экрана. 5.Большая Мощность насоса 1600 кВт 6.Количество ступеней очистки 5 7.Общий полезный объем емкостей под буровой раствор 300 м3 76

6.5. Наземное цементировочное оборудование Максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке РЦГ (в МПа) рассчитывают по формуле: РЦГ = ∆PГС + PТ + PК + PСТ, где: ∆ PГС – максимальная ожидаемая (25) разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах в конце процесса цементирования, МПа; PТ, PК – гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве при принятом значении v, МПа; PСТ = 3 МПа – давление момента “Стоп”. Разность гидростатических давлений определяют по формуле: ∆ PГС = 0,001∙g∙ [ Н1∙ ρСР.ВЗВ.Т.С. + HБУФ.Ж.∙ρБ.Ж. + (L1 – Н1 – HБУФ.Ж.)∙ ρБ.Р. – (L1 – h1)∙ ρПР - h1∙ρН.Т.С.], (26) где: L1 – глубина скважины по вертикали, м; Н1 – высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны по вертикали, м; HБУФ.Ж. – высота подъёма буферной жидкости, м; h1 – высота цементного стакана в колонне по вертикали, м; g = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения; ρПР - плотность продавочной жидкости, г/см3; ρБ.Ж. – плотность буферной жидкости, г/см3; ρН.Т.С – плотность нормальной тампонажной смеси, г/см 3; ρСР.ВЗВ.Т.С. – средневзвешенная плотность тампонажной смеси, г/см3; ρСР.ВЗВ.Т.С. = (1,40*2170 + 1,80*710)/1600 = 2,6975 г/см3; ∆ PГС = 0,001∙9,81∙ (2170∙2,6975 + 200∙1,050 + (2730-217077

200)∙1,175 – (2730-20)∙1,175 – 20∙1,80) = 22,04 МПа. Гидравлические сопротивления внутри обсадной колонны РТ и в затрубном пространстве РК (в МПа) в конце продавки тампонажной смеси находят по формулам ДарсиВейсбаха: РТ = ΣРТi; PТi = 8,11∙ λТ ∙ρПР ∙Q2 ∙Li / d5ОКi, (27) (28) PК = 8,11 ∙λК ∙Q2 ∙{ρТР ∙ (L – l) / [(DСКВ – DОК)3 ∙ (DCКВ + DОК)2] + ρСРВЗВ *l / [(dКОН – DОК)3 ∙ (dКОН + DОК)2]}, где λТ, К (29) - коэффициенты гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны и кольцевом пространстве, для практических расчетов принимаются равными 0,02 и 0,035 соответственно; DСКВ, DОК, dКОН - соответственно средний диаметр скважины, наружный диаметр обсадной колонны и внутренний диаметр кондуктора, см; Q - производительность закачки раствора, л/с; L - длина обсадной колонны, м; l - длина кондуктора, м; dОКi - внутренние диаметры секций обсадной колонны, см; РТi - гидравлические сопротивления внутри секций обсадной колонны, имеющих диаметры dОКi, МПа; Li – длина секций обсадной колонны, м; ρСРВЗВ - средневзвешенная плотность раствора в кондукторе в конце продавки тампонажной смеси, г/см3. Равна ρТР при цементировании колонны до устья; ρПР – плотность продавочной жидкости, г/см3. Производительность закачки цементного и бурового растворов (в л/с): 78

Q = 0,0785∙ (k2∙D2СКВ – D2ОК) ∙v, (30) где v – скорость подъёма тампонажного раствора в кольцевом пространстве в м/с. Q = 0,0785∙ (1,202∙21,592 – 16,82)∙0,4 = 12,21 л/с Гидравлическое сопротивление в затрубном пространстве обсадной колонны равно: PК = 8,11∙0,035∙12,212∙ [1,578∙ (2730 –710)/((1,20∙21,59 – 16,8)3 ∙ (1,202∙21,592 + 16,82)2] + (2,6975∙710/[(29,53 – 16,8)3∙ (29,53 +16,8)2)]} = 0,185 МПа Определяем гидравлические сопротивления внутри каждой секции обсадной колонны: PТ1 = 8,11∙ λТ ∙ρПР ∙Q2 ∙L1 / d5ОК1 = 8,11∙0,02∙1,150∙12,212∙ 50/30,695 = 0,051 МПа; PТ2 = 8,11∙ λТ ∙ρПР ∙Q2 ∙L2 / d5ОК2 = 8,11∙0,02∙1,150∙12,212∙ 710/22,875 = 0,0031 МПа; PТ3 = 8,11∙ λТ ∙ρПР ∙Q2 ∙L3 / d5ОК3 = 8,11∙0,02∙1,175∙12,212∙ 2170/15,375 = 0,0703 МПа; Находим суммарное значение гидравлических сопротивлений обсадной колонны: PТ = PТ1 + PТ2 + PТ3 = 0,0051+0,0031+0,0703 = 0,0785 МПа; Тогда максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке равно: РЦГ = 22,04 + 3 + 0,185 + 0,0785 = 25,30 МПа Рассчитываем давление на цементировочных насосах цементировочных агрегатов РЦА: Для выбора технического режима работы цементировочных агрегатов рассчитываем давление на насосе: P ца ≥ Pцг ≥ 28,11 МПа ; 0,9 (31) 79

Выбираем ближайшее давление Pцг= 32 МПа. Диаметр втулок - 100 мм, подача одного агрегата на 2-ой скорости – 3,2 л/с. По расчетному значению Q определим количество цементировочных агрегатов: n1 =11,5/3,2+1=3,1 ≈3 ; Определим развивают максимальную агрегаты, работающие подачу, на которую скважину, на максимальной (пятой) передаче: V V Qmax =q v ∙n 1=14,1∙ 3=42,3 В комплекс л . с наземного цементировочного оборудования входят: 1. Для облегченной тампонажной смеси: m = 3 машины типа УС6-30Н(У); 2. Для тампонажной смеси нормальной плотности: m = 1 машина типа УС6-30; 3. Блоки манифольда БМ-700; 4. Контроль процесса цементирования осуществляется с применением СКЦ; 5. Блок дополнительных емкостей БДЕ; 6. Агрегат 20 предназначен для смесительно-осреднительный УСО приготовления и гомогенизации тампонажных растворов при цементировании; 7. Цементировочная головка ГЦУ- 168. Технологическая схема обвязки цементировочного оборудования, составленная в соответствии с расчетами количества цементировочной техники, изображена на рисунке 13. 80

Рисунок 13 – Технологическая схема обвязки цементировочного оборудования 6.6 Обоснование способа цементирования Проверим условие недопущения гидроразрыва пластов или поглощения в буровом растворе: P гскп + P гд кп ≤ 0,95∙ P гр , где P гскп – гидростатическое давление в (32) кольцевом пространстве; P гдкп – гидродинамические потери давления в кольцевом пространстве; P гр – давление гидроразрыва пород на забое скважины; Гидродинамические потери давления в кольцевом 81

пространстве определим по формуле: P гд кп= λ ∙ ρ срвзв зс ∙v 2зс ∙ Lк λ ∙ ρ срвзв ос ∙ v 2ос ∙( L−Lк ) 0,035 ∙1193,60 ∙0,62 ∙710 0,0 + = + 2∙(D к вн−Dэк н ) 2 ∙(0,2287−0,1683) 2 ∙(Dэк д ∙ √ kсрвзв−Dэк н ) где λ – коэффициент гидравлического сопротивления при течении жидкости в затрубном пространстве, λ=0,035 ; ρ срвзв зс и ρ срвзвос – средневзвешенные плотности растворов в конце продавки тампонажного раствора за колонной открытого и закрытого стволов соответственно, кг/м3 ( ρ срвзв зс=1193,60 кг кг , ρ срвзв ос=1523,62 3 ); 3 м м Vос – скорость восходящего потока в конце продавки за колонной в открытом стволе, равная 0,4 м/с; Vзс – скорость восходящего потока в конце продавки за колонной в закрытом стволе, равная 0,6 м/с; L – длина ствола скважины, м (L = 2730 м); Lк – длина ствола кондуктора, м (Lк = 710 м); Dэк.д – диаметр долота под эксплуатационную колонну (0,2159м); Dэк.н – наружный диаметр обсадной колонны (0,1683 м); kсрвзв – средневзвешенный коэффициент кавернозности в открытом стволе скважины (kсрвзв=1,2); Dк.вн – внутренний диаметр кондуктора 0,2287 м). Максимальное гидростатическое давление в кольцевом пространстве Pгс кп– 27,3 МПа. Условие недопущения гидроразрыва: P гскп + P гдкп ≤0,95 ∙ P гр ; 27,3+0,24 ≤0,95 ∙51,59 ; 27,54≤ 49,01. Условие прочности выполняется, следовательно, 82

возможно выполнение одноступенчатого прямого цементирования скважины. 6.7 Выбор тампонажных растворов В качестве использовать буферной водные жидкости растворы рекомендуется материалов буферных порошкообразных «МБП-СМ» (70 кг/м3) и «МБП-МВ» (15 кг/ м3). В качестве продавочной жидкости используется техническая вода плотностью 1000 кг/м3. Для приготовления раствора нормальной плотности (1800 кг/м3) будем использовать марку цемента ПЦТ-I-150 с плотностью сухого цемента 2900 кг/м3. Для приготовления облегченного тампонажного раствора (1400 кг/м 3) используем марку цемента ПЦТ-III-Об 5-100 с плотностью сухого цемента 2700 кг/м3. Результаты составных компонентов технологических жидкостей сведены в таблицу 32. Таблица 32 – Количество составных компонентов технологических жидкостей Наименовани е жидкости Буферная ж. Продавочная ж. Облегченный ТР Нормальной плотности ТР Плотность жидкости, кг/м3 Наименование компонента Масса компонента, кг 1050 МБП-СМ / МБП787,465 МВ 1000 - 1400 1800 ПЦТ-III-Об5-100 НТФ ПЦТ - II – 150 НТФ 21,082 6,156 83

6.8 Выбор буровых растворов Интервал под направление: направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных интервала под направление вокруг кондуктор. с четвертичных пород при Рекомендуется учетом отложений устья перекрытия (см. таблице бурении спускать интервала 3) на 10 м. Четвертичные отложения в нашем случае залегают на глубине 40 м, при этом условии глубину спуска направления принимаем равной 50 метров. В условиях Западной Сибири технология бурение направлений является отработанной. Производство работ по строительству интервала быстрое и может производиться с использованием практически любых типов буровых растворов, включая техническую воду. Учитывая все вышеперечисленное и осложнения, которые возможны на данном интервале (осыпи и обвалы), целесообразно использовать буровой раствор глинистого типа (бентонитовый отложениях раствор). неустойчивых Такой песков раствор в формирует стабилизирующую фильтрационную корку. Разбуриваемые глины частично переходят в раствор, вызывая повышение вязкости и СНС, которые легко снижаются до нужных значений разбавлением водой. Так же для регулирования щелочности глинистый раствор обрабатывается каустической содой. Компонентный состав бентонитового раствора представлен в таблице 40. 84

Таблица 33 – Компонентный состав бентонитового раствора Наименование хим. реагента Класс Каустическая сода Регулятор щелочности (pH) Глинопорошок Данный Концен трация, кг/м3 Назначение Регулирование кислотности среды Придание раствору Структурообразоват тиксотропных ель свойств, снижение фильтратоотдачи раствор после приготовления 0,7-1,2 50-60 обеспечивает технологические свойства, представленные в таблице 34. Таблица 34 – Технологические свойства бентонитового раствора Регламентируемые свойства Значение Плотность, г/см3 1,150 Условная вязкость, с 30-40 Содержание песка, % <2 Интервал под кондуктор: глубина спуска кондуктора определяется из условия множества факторов, в том числе: количество глубины залегания, градиент давления продуктивных градиент пластов, пластового гидроразрыва, плотности их давления, нефти и участки осложнений. Глубину спуска кондуктора принимаем равной 710 метров. При данном значении перекрываются некоторые участки осложнения по разрезу, а именно: а) поглощение бурового раствора на глубине в интервале 0-260 метров (интенсивность – 1 м 3/час); б) неустойчивость стенок скважины на глубине 0-693 85

метра (при плотности раствора <1140 кг/м3); в) водоносный горизонт на глубине 40-170 метров; г) прихваты на глубине 0-260 метров и 260-693 метра (при плотности раствора <1140 кг/м3); д) область кавернообразования на глубине 260-693 метра. На основании перечисленных возможных осложнений при бурении интервала под кондуктор следует применить ингибирующий рекомендуется минимально буровой раствор. поддерживать допустимом При реологию уровне. Для бурении раствора на предупреждения возможных сальникообразований используется смазочная добавка ТехноSOAP P. Компонентный состав ингибирующих растворов представлен в таблице 35. Таблица 35 – Компонентный состав ингибирующего раствора Наименование хим. реагента Каустическая сода Класс Регулятор щелочности (Ph) Глинопопрошок Структурообразова тель Полиакриламид Понизитель фильтрации ПАВ ПАВ Полиакрилат Понизитель фильтрации ПАЦ НВ Понизитель Назначение Регулирование кислотности среды Придание раствору тиксотропных свойств, снижение фильтратоотдачи Стабилизатор, регулятор фильтрации и реологических свойств Снижение поверхностного натяжения на границе фаз Стабилизатор, регулятор фильтрации, инкапсулятор Регулятор Концентрация , кг/м3 0,2-0,3 0,4-0,5 7-15 30-40 0,3-0,5 0,2-0,5 1 - 0,1-0,15 - 0,5-0,6 5 86

фильтрации Смазывающая добавка ПАВ Ингибитор Ингибиторы фильтрации Снижение коэффициента трения в скважине Подавление процессов гидратации и набухания глинистых пород 4,5-5,5 3-5 1 - Данные растворы после приготовления обеспечивают следующие технологические свойства, отраженные в таблице 36. Таблица 36 – Технологические свойства полимер-глинистого раствора при бурении интервала под кондуктор Регламентируемые свойства Плотность, г/см3 Условная вязкость, с Пластическая вязкость, сПз ДНС, дПа СНС 10 сек/10 мин, дПа Водоотдача, см3/30 мин pH Содержание песка, % Интервал Значение под 1,150 30-40 1,150 20-35 15-20 10-18 35-80 15-38/35-75 8-10 8-9 < 1,5 40-80 10-30/20-60 6-10 8-9 < 1,5 эксплуатационную колонну: эксплуатационная колонна в вертикальной и наклоннонаправленной скважине должна перекрывать подошву самого нижнего продуктивного пласта на высоту, рассчитываемую из условия, что на каждые 1000 м скважины величина перекрытия составляет 10 м. Поскольку продуктивный пласт Тюменской свиты залегает на глубине 2700 метров, тогда с учетом перекрытия глубина спуска эксплуатационной колонны будет составлять 2730 метров. 87

При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые предупреждение требуется поглощения решать, раствора следующие: и нефте-газо- водопроявлений, осыпи и обвалы, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты, а также относительное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта J1-2 tm. Данные проблемы решаются с (инкапсулированного) буровой раствор утяжелитель бурового обрабатывается средний) дифференциального полимерного использованием для раствора. Данный СаСО3 (кольматант, минимизации образования прихвата (за счет быстрого формирования практически непроницаемой тонкой, плотной фильтрационной корки), каустической содой (контроль pH), биополимерами добавкам (структурообразователь), (снижение коэффициента инкапсуляторами (регулятор водоотдачи). состав полимерного смазочными трения), Компонентный (инкапсулированного) раствора представлен в таблице 44. Таблица 37 – Компонентный состав полимерного (инкапсулированного) раствора для интервала бурения под эксплуатационную колонну Наименован ие хим. реагента Каустическая сода Регулятор щелочности (Ph) ПАВ ПАВ Класс Назначение Регулирование кислотности среды Снижение поверхностного натяжения на границе фаз Концентра ция, кг/м3 0,2-0,3 1 88

Наименован ие хим. реагента Биополимер ПАЦ ВВ ПАЦ НВ Инкапсулято р Смазывающа я добавка Мраморная крошка Класс Концентра ция, кг/м3 Назначение Придание раствору Структурообразова тиксотропных тель свойств, снижение фильтратоотдачи Регулятор Понизитель фильтрации, фильтрации реологических свойств Понизитель Регулятор фильтрации фильтрации Инкапсулятор, Понизитель стабилизатор, фильтрации регулятор фильтрации Снижение ПАВ коэффициента трения в скважине Утяжелители Регулирование плотности 0,3-0,4 1-1,2 4-5 0,8-1 9-10 40-45 Данный раствор после приготовления обеспечивает следующие технологические свойства, представленные в таблице 38. Таблица 38 – Технологические свойства полимерного (инкапсулированного) раствора при бурении интервала под эксплуатационную колонну Регламентируемые свойства Плотность, г/см3 Условная вязкость, с Пластическая вязкость, сПз ДНС, дПа СНС 10 сек/10 мин, дПа Водоотдача, см3/30 мин pH Содержание песка, % Значение 1,175 40-60 12-35 50-90 10-40/20-60 <6 8-10 < 0,5 89

7. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО БОРЬБЕ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ В данной главе представлены основные осложнения в соответствии с исходными условиями бурения, методы их профилактики и ликвидации. Так же для каждого отдельного осложнения приведен сравнительный анализ нескольких методов борьбы с ним на основе выбранных и доступных для анализа критериев: - стоимость реализации (цена реагентов и оборудования); - трудоемкость операции (обоснование трудоемкости проводилось на основе поэтапности методов, доступности оборудования и контроля при применении выбранного метода в процессе бурения); - применимость к исходным условиям (критерий характеризует возможность применения выбранного метода к имеющимся условиям бурения). В таблице 2 представлены основные осложнения по разрезу. В фактический перечень осложнений входят: 1) Поглощение бурового раствора. В результате этого осложнения происходит полная или частичная потеря циркуляции бурового раствора, которая в свою очередь может привести к аварии; 2) Неустойчивость привести к Особенно интервалах, существенному выраженно сложенных стенок скважины. сужению проявляется мягкими ствола на или Может скважины. искривленных неустойчивыми породами; 90

3) Наличие многолетнемерзлых пород. Данное осложнение оказывает негативное влияние как на качество цементирования, так как при растеплении ММП образуются каверны большого размера, а влияние низкой температуры может привести к затвердеванию цементного раствора до начала схватывания; 4) ГНВП. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования и приводит к авариям; 5) Прихваты буровой колонны и инструмента; 6) Интервалы кавернообразования. Поглощение. В целях профилактики поглощений предусмотрены следующие мероприятия: - контроль плотности бурового раствора; - контроль скорости СПО (в целях борьбы с эффектом поршневания); - выбор и поддержания оптимального зазора между трубами и стенкой скважины (снижение гидравлических сопротивлений в скважине); - плавный пуск насосов (недопущение гидравлических ударов); - бурение интервалов катастрофических поглощений с повышенной скоростью (за короткие сроки пробурить участок осложнения и перекрыть обсадной колонной). В таблице 39 представлены основные предполагаемые методы борьбы с поглощениями бурового раствора, а в таблице 46– сравнительный анализ данных методов по трем выбранным показателям. 91

Таблица 39 – Методы борьбы с поглощением бурового раствора Метод Комбинированная кольматационная смесь Быстросхватывающи йся состав (БСС) Контроль плотности Описание В целях ликвидации интервала поглощения бурового раствора предусматривается применение специальной кольматационной смеси разнофракционного состава, включающей в себя волокнистый наполнитель и водонабухающие частицы. Смесь подается на участок осложнения и закупоривает интервал поглощения. Метод представляет из себя закачку смеси цемента и других материалов, резко уменьшающих сроки схватывания раствора, закачиваемого в зоны поглощения в целях ликвидации осложнения. Метод основан на подборе плотности бурового раствора, при котором создаваемое им гидростатическое давление будет оказывать минимальное противодавление на зону поглощения. Таблица 40 – Сравнительный анализ применения методов борьбы с поглощениями Показатель Метод Комбинированная кольматационная смесь Быстросхватывающи еся смеси Контроль плотности Стоимость агента (на 200 баррелей раствора), руб. Трудоемкос ть операции Применимо сть к исходным условиям 30 000 (ореховая скорпула) Малая Да Средняя Да Малая Нет 205 000 (цемент ПЦТ 1-100) (обуславливается ценой утяжелителя) Интенсивность поглощения бурового раствора по разрезу не превышает 5 м3/ч, и, по категории интенсивности, оценивается как малая. Для данной интенсивности 92

допускается бурение без применения методов ликвидации поглощения, однако ввиду значительного интервала участка поглощения, имеется необходимость рассмотрения применения наиболее распространенных методов борьбы с поглощением для исходной интенсивности. Применение БСС для данных решением, применение условий поэтому является в первую кольматационной довольно очередь смеси категоричным рассматривается или же контроль плотности бурового раствора для снижения противодавления на пласт. Рассчитаем плотность бурового раствора с минимальным противодавлением: ρ max = Pпл ∙ kp ( 33) gH где Рпл – пластовое давление, МПа; H – глубина залегания кровли пласта, м; kp – коэффициент превышения, равен 1,1 (при H<1200 м). ρ max = 0,01∙850∙10 4 ∙1,1 3 =1121, 3кг /м 9,81 ∙850 Использование данной плотности раствора и самого метода в нашем случае для предотвращения поглощения не рекомендуется, так как для данного интервала соответствует также осложнение в виде неустойчивости стенок скважины, которое проявляется при плотности бурового раствора, меньше 1140 кг/м3. Применение БСС предусматривается только в случае, если закачка кольматационных смесей не дала результатов, также их осложнение применение в виде в частности позволит кавернообразования, которое решить также характерно для данного интервала глубины. Таким образом, 93

ликвидация поглощения предусмотрена за счет применения кольматационной смеси. Неустойчивость стенок скважины. Неустойчивость стенок скважины, вызвана несбалансированным бурением, разрушением и набуханием глинистых пород. Основные меры профилактики неустойчивости стенок скважины: - контроль плотности бурового раствора (недопущение резких скачков плотности); - контроль фильтрации бурового раствора (контроль водоотдачи в целях недопущения взаимодействия фильтрата БР со стенками скважины); - контроль скорости СПО (недопущение эффекта поршневания); - применение пеногасителей (недопущение снижение плотности раствора); - высокая скорость бурения в опасных интервалах; - применение простых КНБК (минимальное количество перепадов в диаметре и ширине зазоров кольцевого пространства); - плавный пуск насосов (недопущение гидравлических ударов на горную породу). В таблице 41 представлены основные предполагаемые методы борьбы с неустойчивостью стенок скважины, а в таблице 42 – сравнительный анализ данных методов по трем выбранным показателям. 94

Таблица 41 – Методы борьбы с неустойчивостью стенок скважины Метод Описание Повышение плотности раствора в целях поддержания необходимого показателя давления бурового раствора на стенки скважины. Так же в раствор вводятся Повышение ингибиторы, лучшим из которых является плотности бурового хлористый калий. Ионы калия обволакивают раствора и снижение глинистые частицы, препятствуя их его водоотдачи дальнейшей диспергации. Ингибирующими свойствами обладают также хлористый натрий, алюминокалиевые квасцы, гипс, хлористый кальций. Упрочнение горных пород путем установки цементных мостов в интервалах неустойчивости стенок скважины. Цементный Цементация (метод раствор закачивается через трубы с упрочнения горных обязательной установкой пакера над зоной пород) цементации для продавливания смеси в трещины под давлением до 20 МПа. Ширина трещин должна быть не менее 0,1 мм, в противном случае цемент отфильтровывается. Силикатизация наиболее эффективна в упрочении песков. При двухслойной силикатизации в породу поочередно нагнетается силикат натрия (Na 2SiO3) и Силикатизация раствор хлористого кальция (CaCl2). При их взаимодействии образуется гель, скрепляющий породу. Таблица 42 – Сравнительный анализ применения методов борьбы с неустойчивостью стенок скважин Показатель Метод Повышение плотности бурового раствора и снижение его водоотдачи Цементация Стоимость 5000 руб./т (барит) 2669 руб./т (бентонит) 6700 руб./т Трудоемко сть операции Применимо сть к исходным условиям Малая Да Средняя Да 95

33 000 руб./т (Na2SiO3) 13500 руб./т (CaCl2) Силикатизация Да (эффективно для песчаников) Средняя При выборе метода для борьбы с неустойчивостью стенок скважины, в первую очередь рассматриваем сравнительно наиболее простые методы. В данном случае, выбор стоит между силикатизацией и повышением плотности бурового раствора с добавлением в него ингибиторов диспергации с целью создания противодавления на стенки скважины и предотвращения диспергации глин. Метод упрочнения силикатизации наиболее и песчаников, схватывания эффективен однако для данная операция более сложна в плане реализации, чем утяжеление раствора с добавлением в него ингибиторов диспергации. Геологический разрез скважины сложен также высоким содержанием глин, ввиду чего применение ингибиторов диспергации является оптимальным технологическим решением. Повышение плотности раствора более простая операция в сравнении с силикатизацией, так как в данном случае для реализации метода достаточно введение в раствор утяжелителей и, опционально, ингибиторов диспергации. К тому же, стоимость реализации операции по утяжелению раствора дешевле, чем проведение силикатизации. ММП. В целях профилактики растепления ММП предусмотрены следующие мероприятия: - снижение температуры бурового раствора; - увеличение скорости проходки заданного интервала (для быстрого прохода интервала осложнения и его обсаживания); 96

- применение соляных растворов; - применение растворов на неводной основе (низкотемпературных эмульсий); - использование продувки воздухом (при бурении на небольших глубинах); - использование пен вместо растворов; - применение термокейсов (термоизоляция обсадными трубами с двойной стенкой, пространство между которыми заполнено теплоизолятором). Осложнение в виде ММП в соответствии с исходными условиями представлено на интервале глубины 0-15 метров. Методы ликвидации и борьбы с данным осложнением представлены в таблице 42, а их сравнительный анализ по выбранным показателям – в таблице 43. Таблица 42 – Методы борьбы с ММП при бурении Метод Использование соленых охлажденных растворов Продувка охлажденным воздухом Термокейс Описание Для предотвращения растепления ММП предусматривается применение охлажденных растворов с температурой -2,5-0°С. В целях снижения температуры замерзания бурового раствора предусматривается введение солей (NaCl, KCl, Na2CO3). Подача в скважину охлажденного воздуха с температурой, соответствующей температуре ММП, или ниже. Термоизоляция обсадными трубами с двойной стенкой, пространство между которыми заполнено теплоизолятором, участков с ММП в целях предотвращения их растепления Таблица 43 – Сравнительный анализ применения методов борьбы с растеплением ММП Метод Показатель Стоимость метода, Трудоемкос руб. ть Применим ость к 97

Использование соленых охлажденных растворов операции исходным условиям Малая Да Малая Да Незначитель ная Да 25 000 руб./т (KCl) 188 000 (стоимость холодильного агрегата) 49 000 руб. /м (735 тыс. руб. на 15 м) Продувка охлажденным воздухом Термокейс Применение продувки охлажденным воздухом для бурения интервала залегания ММП 0-15 метров возможно, но для проведения данной технологии требуется применение специального данной породы оборудования, технологии также эффективность снижается. при использовании выноса Использование выбуренной термокейс-колонны является эффективным решением для регионов с холодным климатом, дороговизной но отличается ее применения. сравнительно Также высокой применение термоизолирующих обсадных колонн в большей степени характерно для районов Крайнего Севера. Так как интервал 0-15 метров соответствует участку размещения направления, то для бурения данного интервала целесообразнее всего использовать соленые охлажденные растворы. Так, например, для бурения данного интервала, в качестве бурового раствора можно рассматривать воду с содержанием в ней солей NaCl или KCl, что обуславливает экономичность и простоту данного метода борьбы с ММП при исходных условиях бурения. 98

ГНВП. Под газонефтеводопроявлением (ГНВП), как физическим явлением, понимается перенос пластовых флюидов из пород, слагающих разрез, в БР, заполняющий пространство скважины. Основная причина ГНВП – превышение пластового давления над давлением в скважине. Снижение забойного давления ниже пластового может происходить за счет: - снижения плотности промывочной жидкости ниже нормы, предусмотренной ГТН или планом работ; - несоответствия противовыбросового конструкции оборудования скважин (ПВО) и горно- геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям ПБ, отсутствие устройств для перекрытия канала бурильных труб; - плохого контроля за техническим состоянием и неправильная эксплуатация ПВО; - недолива БР при подъеме бурильного инструмента; - поршневания при подъеме труб; - поглощения жидкости, находящейся в скважине; - снижения уровня при гидроразрыве горизонта, вызванного большой репрессией на пласт (высокая скорость спуска и др); - большой скорости спуска (более 1м/с) и резкого торможении; - неправильной установки жидкостных ванн; - чрезмерной высоты столба нефтяной ванны при ликвидации прихватов; - спуска колонны труб без заполнения их промывочной жидкостью; 99

- создания зон несовместимости при недоспуске промежуточных колонн или кондуктора; - длительных простоев скважины без промывки (седиментация, контракция); - некачественного цементирование обсадных колонн; - неправильного глушение скважины перед ремонтом. Предупреждение газонефтеводопроявлений: - установка противовыбросового оборудования (ПВО); - установка автоматической газокаротажной станции (АГКС); - установка в КНБК клапана – отсекателя, а под ведущей трубой шарового крана; - на скважине должен быть обеспечен запас жидкости с соответствующей плотностью в количестве не менее 2-х объемов скважины. - контроль за циркуляцией раствора (расход на устье, уровень в приемных емкостях); - при снижении плотности раствора необходимо довести ее до указанной в ГТН; - выравнивание параметров раствора перед подъемом инструмента; - снижение скорости спуско-подъемных операций; - долив скважины при подъеме инструмента, если объем долива сокращается, то подъем необходимо прекратить, скважину промыть; - при появлении признаков проявлений при поднятом инструменте, необходимо начать спуск его на максимально возможную глубину; 100

- при вынужденных остановках колонна бурильных труб должна быть поднята до башмака обсадной колонны, и раз в сутки должна опускаться до забоя для промывки скважины. - если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5%, то должны приниматься меры по его независимо от их дегазации; - при перерывах в работе, продолжительности, запрещается оставлять устье скважин незагерметизированным; - при обнаружении газонефтеводопроявлений загерметизировано, а устье бригада скважины должна признаков должно быть действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. В таблице 44 представлены основные предполагаемые методы борьбы с ГНВП, а в таблице 45 – сравнительный анализ данных методов по трем выбранным показателям. Таблица 44 – Методы борьбы с ГНВП в процессе бурения Метод Контроль за циркуляцией раствора (расход на устье, уровень в приемных емкостях) Контроль свойств раствора Долив раствора в скважину при подъеме инструмента Описание Необходимо не допускать увеличения относительной скорости выходящего потока бурового раствора при постоянной производительности насоса. Также необходимо контролировать объем бурового раствора в приемных емкостях. Свойства раствора должны соответствовать свойствам, указанным в ГТН. При снижении плотности раствора необходимо довести ее до указанной в ГТН. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5%, то должны приниматься меры по его дегазации. Осуществлять постоянный долив скважины (объем доливаемого раствора) с визуальным контролем уровня бурового раствора на устье скважины. Параметры бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны 101

Метод Описание отличаться от находящегося в скважине раствора. Обеспечить освещение места долива. При разнице между объёмом доливаемого бурового раствора и объёмом металла 3 поднятых труб более 2,0 м , подъём должен быть прекращён и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях. Таблица 45 – Сравнительный анализ методов борьбы с ГНВП в процессе бурения Показатель Метод Стоимость метода, руб. Трудоемкос ть операции Применим ость к исходным условиям - Малая Да - Малая Да - Малая Да разделяют прихваты Контроль за циркуляцией раствора (расход на устье, уровень в приемных емкостях) Контроль свойств раствора Долив раствора в скважину при подъеме инструмента Прихваты. обусловленные Исторически механическим дифференциальные. прихваты, разделяются Согласно обусловленные на две взаимодействием современной механическим отдельные на и терминологии воздействием, категории, а именно: прихваты шламом или обвалившейся породой и заклинивание 102

на участках со сложной дифференциальных приходится на геометрией прихватов прихваты, ствола. составляет 80%, обусловленные Доля а 20% механическим взаимодействием и неисправностью оборудования. В процессе бурения прихваты могут происходить по следующим причинам: - длительное пребывание бурильной колонны в скважине в покое (без вращения); - слабая устойчивость стенок скважины - сужение ствола, обусловленное набуханием или сползанием пород; - поглощение бурового раствора; - низкое качество бурового раствора, вследствие чего на стенках скважины образуется толстая липкая корка; - неудовлетворительная очистка бурового раствора в желобах от частиц выбуренной породы; - недостаточная скорость восходящего потока в затрубном пространстве; - выпадение утяжелителей из раствора; - искривление ствола скважины. Профилактика прихватов: А) Механических: - контроль неустойчивости стенок скважины; - меры профилактики желобообразования; - контроль заклинок посторонними предметами. Б) Дифференциальных: - контроль свойств бурового раствора; - недопущение статичного положения колонны; 103

- проектирование контакта со стенкой кнбк с скважины минимальной (актуально площадью для сильно искривленных и горизонтальных стволов) В таблице 46 представлены основные предполагаемые методы борьбы с прихватами, а в таблице 47 – сравнительный анализ данных методов по трем выбранным показателям. Таблица 46 – Методы борьбы с прихватами в процессе бурения Метод Расхаживание с вращением Жидкостные ванны Ясс Описание Попытка возвратно-поступательного движения инструмента с целью высвобождения прихваченного инструмента. Применение жидкостных ванн – один из основных и наиболее распространенных способов ликвидации прихватов элементов конструкции скважин. Он эффективен для освобождения труб в проницаемых породах, когда колонна прижата к стенке скважины перепадом дифференциального давления. Исходя из геологических условий предусматривается применение нефтяных (для дифференциальных прихватов), кислотных (для карбонатных пород) и хелатных (для глинистых горных пород). Ясс используется для создания импульса ударной нагрузки для высвобождения прихваченной бурильной колонны. Это достигается путем преобразования энергии упругой деформации в кинетическую энергию, которая заставляет «молот» с огромной силой ударить по «наковальне». Эти удары передают нагрузку колонне, освобождая её. Ясс приводится в действие с помощью разгрузки, или нагрузки на него, поэтому его лучше распологать в колонне выше потенциальных мест прихвата. Таблица 47 – Сравнительный анализ методов борьбы с прихватами инструмента в процессе бурения Метод Показатель Стоимость метода, Трудоемкос Применим 104

ть операции руб. Расхаживание с вращением Жидкостные ванны Ясс ость к исходным условиям Незначитель ная Малая Малая 5 млн. руб Да Да Да Выбор метода для ликвидации возникших прихватов определяется их экономической доступности и исходных геологических условий. В данном случае, любой из представленных методов может быть использован для борьбы с прихватами согласно исходным условиям бурения. Кавернообразование. Явление кавенообразования встречается при прогрессировании неустойчивости стенок скважины или при бурении толщ, сложенных соляными породами, которые растворяются под действием потока жидкости. Главными мерами профилактики кавернообразования являются: - профилактика неустойчивости стенок скважины; - контроль параметров бурового раствора; В таблице 48 представлены основные предполагаемые методы борьбы с кавернообразованием, а в таблице 49 – сравнительный анализ данных методов по трем выбранным показателям. Таблица 48 – Методы борьбы с кавернообразованием в процессе бурения Метод Описание Насыщение бурового Буровой раствор насыщается солями в целях раствора солями увеличения меры инертности к отложениям (NaCl, KCl, MgCl2) пород с содержанием солей. Устойчивость (по 105

Метод Описание отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными породами, независимо от скорости восходящего потока, может быть достигнута лишь при условии полного насыщения бурового раствора солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их Форсирование растворения является максимальное режима бурения форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементирование. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвращения Применение их интенсивного растворения - бурение с безводных буровых применением безводных буровых растворов. растворов. (растворы Хорошие результаты дает использование из палыгорскита) солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита. Таблица 49 – Сравнительный анализ применения методов борьбы с кавернообразованием Показатель Стоимость, руб. т Трудоемкост ь операции Применим ость к исходным условиям Насыщение бурового раствора солями (NaCl, KCl, MgCl2) 5 000 (NaCl) 25 000 (KCl) 26 600 (MgCl2) Малая Да Форсирование режима бурения Существует вероятность поломки КНБК Средняя Да Малая Да Метод Применение безводных буровых растворов. (растворы из палыгорскита) 23 000 106

При выборе метода для ликвидации кавернообразования стоит обратить внимание на интервалы данного осложнения. распространено на Поскольку кавернообразование значительных интервалах ствола скважины, в таком случае форсирование режима бурения не рассматривается, предусматривается поскольку в форсированное таком бурение случае около 50% глубины ствола скважины, что может привести к выходу из строя оборудования и КНБК. В данном случае, стоит рассматривать методы по контролю параметров бурового раствора, а именно, насыщение его солями или применение безводных буровых растворов. Поскольку, как уже было отмечено ранее, разрез сложен значительным содержанием глин, и ценовая составляющая на палыгорскит ниже, чем на соли (NaCl, KCl, MgCl2), то данный метод рассматривается первоочередно, относительно применения растворов, насыщенных солями. Растворы, приготовленные на основе палыгорскита, имеют хорошую инертность к солевым и глинистым отложениям. Таким образом, обобщая сравнительный анализ методов при ликвидации осложнений, выбор наиболее подходящего метода для ликвидации возникшего осложнения выбирается на основе исходной геолого-технической информации, а также из условия наличия и доступности необходимых химических реагентов целесообразности и возможности применения реализации выбранного метода и к исходным условиям бурения. 107

Приложение 1 108

109

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв