Размещено на http://www.allbest.ru/

Проект бурения на реконструкцию скважины Ильинского нефтяного месторождения способом зарезки бокового ствола с разработкой вопроса по вскрытию окна с помощью клина отклонителя



Введение

В административном отношении Ильинское месторождение расположено на территории Иглинского и Нуримановского районов Башкортостана в 40км. К востоку от г.Уфы. Участок , на котором предусматривается реконструкция скважин методом бурения бокового ствола, расположен в Иглинском районе Республики Башкортостан.

Промышленная нефтеносность установлена в каширском , верейском горизонтах, в известняках башкирского и турнейского ярусов, мендымского горизонта и песчаниках пласта DI пашийского горизонта.

В настоящее время разработка Ильинского нефтяного месторождения согласно «Дополнения к технологической схеме разработки Ильинского нефтяного месторождения». (ООО «ГеоТех-Мониторинг). Протокол ЦНС ЦКР по УВС Роснедра №5693 от 23.10.2011г.

Пробуренный фонд по Ильинскому месторождению по состоянию на 01.01.13г. составляет 87 скважин , в ожидании ликвидации - 11, водозаборных - 1, действующий нагнетательных - 5 (1 в б/д), пьезометрических - 18.

С начала разработки Ильинского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г добыто 309940 тонн нефти и 116854 воды, в том числе из карбонатных отложений турнейского яруса 4560 тонн нефти и 773 воды; из песчаников терригенного девона 230397 тонн нефти и 85928 воды; из карбонатных отложений аскинско-медымского 18024 тонн нефти и 2497 воды; из карбонатов башкирского яруса 56959 тонн и 426152 Компенсация отбора закачкой составила 83,18% , весовая обводненность продукции 29,03%. Среднегодовой дебит одной скважины по нефти 4,6 т/сутки, по жидкости 9,8% , средняя приемистость нагнетательной скважины 59,2 .

Вблизи Ильинского находятся Богатовское, Искринское , Алтарское нефтяные месторождения.

Рельеф района представляет собой слабовсхолмленную равнину, изрезанную мелкими речками и оврагами , средняя абсолютная отметка + 146м. Район месторождения покрыт лиственными лесами.

Климат района континентальный , с холодной и продолжительной зимой и коротким жарким летом.

По данному проекту на Ильинском нефтяном месторождении планируется реконструкция 4 скважин (488, 489, 490, 502).

С куста 150 по данному групповому рабочему проекту планируется реконструкция 4 скважин (488, 489, 490, 502). Куст расположен в 1,3 км к северу от населенного пункта Сарт. Лобово. Ближайший водный объект р. Лобовка - протекает в 1.0 км к юго-западу от куста.

Куст проектных скважин , в которых предусматривается реконструкция методом бурения боковых стволов, размещены вне населенных пунктов и магистральных нефтепроводов, линий электропередач, что соответствует требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБНП, 2013 г. Местоположение кустовых плозадок проектных скважин выбрано также с учетом требования «Инструкции по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов» СП 34-116-97, «Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте» РД 08-435-02.

В связи с тем, что эксплуатационные скважины находятся в III поясе зоны санитарной охраны водозабора, проектом предусматривается специальные природоохранные мероприятия.

На территории Ильинского нефтяного месторождения существует система водо-сборных трубопроводов (диаметром 89,6-133,6 мм). По отношению к этим промысловым трубопроводам, кустовые площадки расположены на расстоянии более 30 м, что соответствует требованиям СП 34-116-97.

Минимальное расстояние между проектной кустовой площадкой 150 и действующей 469 составляет 2,1 км, что соответствует требованиям РД 08-435-02

Кустовая площадка 150 расположена на расстоянии 1,1 км от одиночной скважины 131 ИГЛ, что соответствует требованиям ПБНП 2013 г. и РД-08-435-02.

Минимальные расстояния от внутрипромысловой дороги до границы проектной кустовой площадки: 150 составляет 50 м, что также соответствует требованиям РД-08-435-02.

После освоения каждой скважины, в которой проведена реконструкция, производится ввод ее в эксплуатацию в установленном порядке.

Допускается поочередный ввод объекта (скважины) в эксплуатацию. Очередь ввода в эксплуатацию определяется графиком бурения скважин.

Работы по добыче нефти на месторождении осуществляется НГДУ «Уфанефть» ООО «Башнефть-добыча», расположенного в г. Уфа.



2.Геологический раздел

2.1Литолого-стратиграфический разрез скважины

Таблица 1



2.2 Литологическая характеристика разреза скважины

Таблица 2



2.3.Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 3



2.4 Геокриологические данные разреза

механический проект скважина

Таблица 4

2.5 Газоносность

Таблица 5

2.6.Давление и температура по разрезу скважины

Таблица 6



2.7 Поглощение бурового раствора

Таблица 7

2.8 Текучие породы

Таблица 8



2.9 Прочие возможные ослонения

Таблица 9

2.10 Нефтегазоводопроявления

Таблица 10



2.11 Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 11

3.Технико-технологический раздел

3.1 Конструкция скважины и ее обоснование

Конструкция скважины выбирается на основании следующих нормативных документов:

- Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности М., утв. Приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 №101;

- Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействия нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины. РД 08-625-03, утв. Госгортехнадзором России, № 69 от 27.12.02г.;

- Методического руководства по бурению дополнительных стволов из обсаженных скважин. СТО 00135645-259-2009.

Согласно п. 123 /9/ конструкция скважины должна предусматривать возможность капитального ремонта крепления скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.

До начала работ по вырезанию «окна» в эксплуатационной колонне скважины имеет следующую конструкцию:

- эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спущена, тампонажный раствор за колонной поднят на 150 м выше башмака кондуктора (61м);

- кондуктор диаметром 245 мм спущен, тампонажный раствор за колонной поднят до устья;

- шахтовое направление спущено.

До начала работ по бурению бокового ствола в скважине проведены изоляционные ликвидационные работы по индивидуальному плану, выполненные специализированной организацией по производству капитального ремонта скважин:

- проведен комплекс геофизических исследований;

- проведен комплекс работ по проверке качества цементирования эксплуатационной колонны в интервале устье-забой м;

- определены места расположения муфт на эксплуатационной колонне магнитным локатором муфт в интервале 100м над и под глубиной забуривания БС;

- проведено измерение фактической траектории ствола скважины, при необходимости гироскопическим инклинометром в интервале от устья до глубины забуривания бокогового ствола + 50 м ниже;

- в старом стволе изолированны продуктивные пласты установкой цементных мостов.

При испытании на герметичность давлением 100 кгс/см² эксплуатационная колонна и цементный мост герметичны.

Глубина вырезания «окна» в эксплуатационной колонне - 2300 м. Боковой ствол разбуривается с помощью клина-отклонителя КОГ-146 (КЛОН-146) с якорем, вырезание «окна» производится фрезером ФД-127. Толщина стенки эксплуатационной колонны 7,7 мм. Вырезание «окна» ведется роторным способом.

Перед началом бурения бокового ствола на эксплуатационную колонну устанавливается противовыбросовое оборудование (два превентора ПМТ 156х21). Бурение ведется долотом диаметром 123,8мм.

Спуска хвостовика предусматривается в интервал 2225-2746 м из обсадных труб диаметром 101,6 мм. Хвостовик цементируется на весь интервал установки.

До начала работ по вызову притока устье скважины оборудуется устьевой арматурой АУШГН-146-14 (АУЭЦН-146-14). Перед перфорацией хвостовика на эксплуатационную колонну устанавливается два превентора ПМТ 156х21.

3.2 Характеристика и устройство шахтового направления

Таблица 12



3.3 Глубина спуска и характеристика обсадных колонн

Таблица 13



3.4 Характеристика раздельно спускаемых частей обсадных колонн

Таблица 14

3.5 Требования к доливу скважин при подъеме инструмента

Требования к доливу скважин при подъеме инструмента разработаны в «Сборнике нормативных документов по противофонтанной безопасности в бригадах бурения, освоения скважин», ДООО «Геопроект», 2005 г., утвержденном генеральным директором ОАО « АНК «Башнефть» Г.Х. Габитовым и согласно зам. руководителя управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Башкортостан Р.Ф. Каримовым и начальником ФГУ « АСФ «Северно-Восточная противофонтанная военнизированная часть» М.Н. Першиным.

1.Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива обеспечивет поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается с учетом допусков по п. 210 [9]. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.

2. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м³ подъем должен быть прекращён и приняты меры, предусмотренные планом ликвидацией аварий по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений.

3. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб.

4. Подъем невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем тру следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемых объемов металла труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора.

5. При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) подъем труб необходимо производить с промывкой, вращением труб ротором.

6. При снижении уровня промывочной жидкости в скважине во время бурения, промывки и проработки необходимо сообщить диспетчеру о начавшемся поглощении, поднять или спустить инструмент в башмак последней обсадной колонны, проверить состояние ПВО и установить постоянное наблюдение за уровнем промывочной жидкости и устьем.

7. Если падение уровня в скважине произошли при остановленной циркуляции бурового раствора, необходимо восстановить циркуляцию, начиная с минимально возможной производительностью. При невозможности восстановить циркуляцию необходимо сообщить диспетчеру о начавшемся поглощении, поднять или опустить бурильный инструмент в башмак последней колонны, проверить состояние ПВО и установить за уровнем промывочной жидкости и устьем скважины наблюдение.

8. Запрещается производит спуск или подъем колонны при образовании сальника за бурильной колонной. При появлении признаков сальникообразования следует произвести промывку, при восстановлении циркуляции не допускать высоких значений давления от гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве. Произвести проработку ствола до полного исчезновения сальника и выравнивания параметров бурового раствора. При невозможности разрушения сальника, бурильную колонну следует поднимать на пониженной скорости с принудительным доливом через каждые 10 свечей в инструмент.

9. К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение времни, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.

10. Емкость для долива скважины должна обвязана с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с использованием насоса. Емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь соответствующую градуировку. Для предотвращения и ликвидации возможных нефтепроявлений при вскрытии нефтеносных горизонтов проектом предусматривается запас бурового раствора плотностью 1,16 г/см³ в количестве двух объемов скважины, находящийся непосредственно на буровой.

11. Для каждой конкретной скважины технологической службой УБР определяется расчетное количество доливаемой жидкости в зависимости от диаметров обсадных колонн, бурильных труб, компановки нижней части бурильной колонны. Таблица объемов доливаемой жидкости вывешивается на видном месте в вагон-домике бурового мастера.

Бурильщик, производивший подъем инструмента, при сдаче смены делает в вахтовом журнале запись о количестве и удельном весе жидкости, израсходованной на долив.

3.6 Профиль ствола скважины

Таблица 15. Способы, режимы бурения, раширки (проработки) ствола. Скважины и применяемые КНБК



3.7 Вырезание «окна» в эксплуатационной колонне

Таблица 16. Проектный профиль



3.8 Интерполяция проектного профиля через 10м

Таблица 17.



3.9 Компановка низа бурильных колонн (КНБК)

Таблица 18



4.Потребное количество элементов КНБК и долот

Таблица 19



4.1 Суммарное количество и масса элементов КНБК

Таблица 20



4.2 Конструкция бурильных колонн

Таблица 21



4.3 Оснастка талевой системы

Таблица 22



4.4 Характеристика и масса бурильных труб, УБТ по интервалам бурения

Таблица 23



4.5 Буровые растворы

Таблица 24. Типы и параметры буровых растворов



4.6 Компонентный состав бурового раствора и характеристики компонентов

Таблица 25



4.7 Потребность бурового раствора и компонентов (товарный продукт) для его приготовления, обработки и утяжеления

Таблица 26

4.8 Потребность воды или компонентов для обработки бурового раствора при разбуривании цементных стаканов

Таблица 27

4.9 Потребность для обработки бурового раствора при спуске обсадных колонн

Таблица 28



5.Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину

Таблица 29



5.1 Режим работы буровых насосов

Таблица 30

5.2 Гидравлические показатели промывки

Таблица 31



6.Расчет допустимых нагрузок на стенки скважины от силы прижатия

6.1 Колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны

В искривленных интервалах ствола скважины должно быть исключено образование желобов. Это условие может быть количественно оценено значением давления замков бурильных труб на стенки ствола скважины:

R>12P/Q

Где:

R - радиус кривизны участка профиля, м;

P - осевое усилие, действующее на бурильные трубы, т;

Q - допустимое нормальное усилие со стороны бурильного замка на стенку скважины.

Для разрезов, сложенных мягкими породами, значение бурильного замка Q принимается равным 10 кН, для разрезов, сложенных породами средней твердости - 20-30 кН, для пород твердых и крепких - 40-50 кН.

В соответствии с профилем скважины, максимальная интенсивность набора зенитного угла (3,5^о) достигает при бурении под фильтр-хвостовик в интервале 2300-2426м. Данный участок сложен твердыми породами - известняком, аргиллитом.

R = 573 / 3,5^о = 164 м

Q = (40-50) кН х 0,102 = (4,1-5,1) т,

Следовательно допустимое усилие составит:

P = 164 х (4,1-5,1) / 12= 67,1-83,5 т



Согласно расчет бурильной колонны максимальная растягивающая нагрузка в интервале 2300-2426 м составляет 53,3 т.

53,3 т ? 67,1 т, следовательно, рассчитанная колонна бурильных труб не превышает допустимые нагрузки на стенки скважины в интервале интенсивного набора кривизны.

6.2 Расчет промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну

Исходные данные и обозначения:

Интервал бурения - 0-2300м.

L =2746м - длина скважины по профилю.

D_д=215,6мм - диаметр долота.

Способ бурения - Ротор =60об/мин.

L_убт= 312м -длина УБТ (D_убт=165мм, d_k=72мм).

D_бт=127мм -диаметр стальных бурильных труб.

длина-1935м.

?_бр =1080кг/м₃ - плотность бурового раствора

К_у=1,15 -коэффициент увеличения диаметра ствола скважины

Промывка осуществляется насосами УНБ -600 при числе двойных ходов n=65 в минуту и коэффициенте наполнения б=0,9.

Решение:

Определяем минимально необходимую подачу бурового раствора для обеспечения:

а) достаточной очистки забоя

где Д_g=21,59см-диаметр долота;

q-удельный расход бурового раствора на единицу площади забоя скважины, для бурения роторным способом

q =0,035-0,05 дм³/с.см².

Q_g=0,785х21,5,9²х0,04=14,634дм³/с

б) Обеспечения заданной скорости бурового раствора в затрубном пространстве v=1 м/с.

где D_скв=D_д ?К_у=21,59х1,15=24,82см - диаметр скважины.

v=1 м/с- скорость бурового раствора в затрубном

пространстве при бурении под эксплуатационную колонну

Максимальная требуемая подача насосов Q_max=35,7 дм³/с

Принимаем диаметр цилиндровых втулок D_вт=180мм. При этом один работающий насос обеспечит подачу Q_н =36,3дм³/с при допустимом рабочем давлении Р_н=10,0МПа.

Определяем потери давления в циркуляционной системе:

потери давления в УБТ

Где (и далее) Р_таб-табличное значение потеоь давления в данном элементе циркуляционной системы (3.с. 119-124, табл.6,23-6.30)..

Q_табл -табличное значение расхода бурового раствора для принятых потерь давления (Р_таб) в данном элементе циркуляционной системы

потери давления в бурильных трубах

потери давления в затрубном пространстве УБТ

потери давления в затрубном пространстве бурильных труб

потери давления в манифольде

Суммарные потери давления, кроме потерь в долоте:



УР=Р_убт+Р_бт+Р_зпубт+Р_зпбт+Р_обв

УР=1,57+3,03+0,61+0,83+0,51 =7,51МПа

В насадках долота можно реализовать перепад давления:

Р_дгм=Р_Н-УР=10,0 ? 7,51 = 2,49МПа

Определяем площадь выходного сечения насадок:

(16)

Диаметр гидромониторных насадок при их числе n=2:

Принимаем две насадки диаметром 16мм.

Определяем скорость истечения из гидромониторных насадок долота:

что вполне удовлетворительно.



6.3 Крепление скважины

Таблица 32. Исходные данные для расчета цементирования



7.Расчет обсадных колонн

7.1 Эксплуатационная колонна

Таблица 33. Технологическая оснастка обсадных колонн



Таблица 34. Параметры обсадных труб

7.2 Механизация и автоматизация технологических процессов, средства контроля и диспетчерезации

Таблица 35. Средства механизации и автоматизации



7.3 Механизация и автоматизация технологических процессов, средства контроля

На всех этапах строительства скважины проектом предусматриваются необходимые механизмы, приборы и системы контроля за производственным процессом.

Буровая установка укомплектована средствами механизации и автоматизации:

- гидроротор-ключ -буровой ключ для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб в процессе спуско-подъемных операциях;

- гидрораскрепитель для раскрепления замков бурильных свечей при подъеме бурильной колонны;

- для приготовления, химической обработки и утяжеления бурового раствора используются механическая двухвальная глиномешалка и блок приготовления раствора (БПР). Для механизированной загрузки глиномешалки глиной и химическими реагентами монтируетя специальное загрузочное устройство.

Для очистки буровых растворов применяются следующие механизмы: сдвоенное вибрационное сито, гидроциклон, илоотделитель. В систему очистки промывочной жидкости включен вакуумный дегазатор типа ДВС.

На блоках емкостей циркуляционной системы устанавливаются гидравлические перемешиватели типа 4 УПГ, предназначенные для перемешивания бурового раствора в них.

Для загрузки шлама из накопительного амбара в самосвал для вывоза на место утилизации проектом предусматривается работа экскаватора.

- емкость для контролируемого долива, оборудованная уровнемером и имеющая соответственную градуировку;

- механизм подъема вышки в вертикальное положение;

- автозатаскиватель квадрата в шурф;

Средствами контроля:

- СКЦ-2М - станция контроля и управления процессом цементирования;

- ИВЭ-50- электронный индикатор веса для индикации и регистрации натяжения неподвижного конца талевого каната при бурении скважины;

- МБГ-1 - манометр буровой геликсный;

- АНКАТ 7631М (или «Комета-2») - газосигнализатор контроля опасных концентраций горючих и токсичных газов в рабочей зоне.

Все закрытые помещения буровой установки, где возможны возникновение или проникновение воспламеняющихся смесей, оборудуются приточно-вытяжной вентиляцией с механическим побуждением, обеспечивающей воздухообмен в соответствии с требованиями санитарных норм и правил. Режим работы вентиляции от момента вскрытия продуктивного горизонта до окончания строительства скважины постоянный. При достижении 20% от нижнего предела воспламенения смеси воздуха с углеводородами включается предупредительный сигнал, а при достижении 50% предела - обеспечивается полное отключение оборудования и механизмов

7.5 Выбор типа буровой установки

Согласно п.135 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» 2013г. выбор буровой установки производится с таким расчетом, чтобы сумма статических и динамических нагрузок при спуске (подъеме) наиболее тяжелых бурильный или обсадных колонн, а также при ликвидации аварий (прихватов) не превышала величину параметра «Допускаемая нагрузка на крюке» выбранной буровой установки. Как правило, нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной и наибольшей расчетной массы обсадной колонны не должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 «Допускаемой нагрузке на крюке».



Таблица 36

Проектная глубина скважины	- 2746 м
Расчетная масса бурильной колонны	- 53,3 т
Расчетная масса обсадной колонны (хвостовик с бурильной колонной)	- 47,0 т
Район буровых работ электроэнергией обеспечен Предусматривается буровая установка АРБ-100 или другие буровые установки отечественного или импортного производства с допускаемой нагрузкой на крюке не мене расчетной по проекту
Допускаемая нагрузка на крюке при оснастке талевой системы 4х5	- 100 т

По даннным вычислениям максимальная расчетная масса бурильной и наибольшая расчетнай масса обсадной колонн не превышают 0,6 и 0,9 «Допускаемой нагрузке на крюке», что и определяет необходимость использования этой буровой установки.

Комплектность буровой установки:

Буровая лебедка - ЛБУ-22-720

Буровой насос - УНБ - 600

Ротор - Р -700

Комплекс механизмов АСП - АСП -3М1

Кронблок - УКБ -6- 250

Талевый блок - УТБА-5-200

Вертлюг - УВ-250МА

Вышка - ВА-45?

Циркуляционная система - ЦС-3200

Мероприятия по качественному вскрытию продуктивных пластов бурением.

Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является, как уже отмечалось, максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе бурового долота. В этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота.

Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на равновесии" (или даже на депрессии).

При решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный пласт особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной колонны при работе долота. Дело в том, что в большинстве своем нефтяники пренебрегают этим явлением до тех пор, пока не начинают часто ломаться элементы низа бурильной колонны. Однако из зарубежной печати известно, что при работе бурового долота колебания гидродинамического давления на забое скважины достигают порядка 5 МПа (данные получены прямыми измерениями в процессе бурения). Поэтому, решая вопрос о снижении репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, необходимо создать высокоэффективное амортизирующее наддолотное устройство и включить его в компоновку низа бурильной колонны.

Особого внимания заслуживает также вопрос о регламентации скорости спуско-подьемных операций и соблюдении технологической дисциплины при вскрытии продуктивного пласта. Это связано с тем, что применяемые в практике бурения скорости спуско-подъемных операций могут обеспечить весьма высокие репрессии на пласт, вплоть до получения гидроразрыва.

Однако, как бы ни были совершенны техника и технология минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, полностью исключить репрессию вряд ли возможно. Поэтому необходимо иметь буровой раствор (практика показывает, что он должен быть безглинистый), который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии. Кроме того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы для поддержания минимальной плотности бурового раствора и отсутствие физико-химического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами.

Одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов является продолжительность контакта бурового раствора со стенкой скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной зоны. В связи с этим необходимо стремиться к уменьшению продолжительности первичного вскрытия за счет приме нения высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. Однако и этого не всегда бывает достаточно.

Так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство.

Таким образом, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт (до бурения на "равновесии"). При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин.

7.6 Расчет давлений на грунт под опорными плитами АРБ-100

Размеры фундамента (длина х ширина х высота, м) под одну ногу буровой установки

АРБ-100 из плит: 1,5м х 6 м х 0,1 м.

Площадь подошвы фундамента под одну ногу составляет S_фунд. = 9 м², нагрузка от массы фундамента Q_фунд.= 1,98 т.

Среднее давление на основание фундамента с учетом нагрузки от массы фундамента рассчитывается по формуле : P = 0,86 кгс/см²

Из фактических сведений о грунтах, представленных в материалах инженерно-геологических изысканий, в расчет приняты следующие наихудшие показатели

физико-механических свойств грунтов: коэффициент пористости - 0,75,

показатель текучести - 0,07, удельный вес грунта 1,95х10^-3 кгс/см³, ИГЭ - 1 глина твердая.

Расчетное сопротивление грунта из глин согласно СНиП 2.02.01-83*:

R₀ = 3,41кгс/см² при в₀ = 1 м и d₀ = 2м.

Для окончательного определения размеров фундамента расчетное сопротивление грунта основания R определяется по формуле:

R = 3,41*[1+0,05)]* = 1,75 кгс/см²



Где: 0,05 - коэффициент, принимаемый для оснований, сложенных глинами,

При этом Р=0,86 кгс/см² < R = 1,75 кгс/см², т.е. требования расчета удовлетворено.

7.7 Расчет определения осадки

Осадка основания S с использованием расчетной схемы в виде линейно-деформируемого полупространства определяется методом послойного суммирования по формуле:

Где - среднее значение дополнительного вертикального нормального напряжения в

i-ом слое грунта, равное полусмме указанных напряжений на верхней Z_i-i и нижней Z_i границах слоя по вертикали, проходящей через центр подошвы фундамента;

h_i и E_i - соответственно толщина и модуль i-ом слоя грунта;

n - число слоев, на которые разбита снижаемая толщина основания.

Y_zp = б * p₀

Исходные данные:

n = 1 - число слоев, на которые разбита сжимаемая толща основания;
P = 0,86 кгс/см2 - среднее давление под подошвой фундамента;
E = 210 кгс/см2 - модуль деформации;
e = 0,75 - коэффициент пористости;
IL = 0,07 - показатель текучести;
г = 1,95х10-3 кгс/см3 - удельный вес грунта;
в = 0,8 - безразмерный коэффициент;
h - толщина слоя грунта;
d = 0 см - глубина заложения фундамента;

7.8 Результаты расчета

Р₀=Р=0,86 кгс/см²

Глубина Z от подошвы	0	400
Фундамента, см
Зета = 2Z/b	0	5,33
Эта = 1/b	4,0	4,0
Коэффициент альфа, ?	1	0,181
Хzp , кгс/см2	0,86	0,156
Хzg , кгс/см2	0	0,780

Среднее значение Х_zg = 0,51 кгс/см²

h = 400 м

S = 0,8 = 0,78 см

Нижняя граница сжимаемой толщи основания толщи Z = H_c = 400 см, где выполняется условие:

Х_zp = 0,2 Х_zg



Вертикальное напряжение от собственного веса грунта Х_zg на границе слоя, расположенного на глубине Z от подошвы фундамента:

Х_zg = гd + гh

Ожидаемая осадка основания под фундаментными плитами составляет 0,78 см.

Предельное значение деформации основания принимается по СНиП 2.02.01-83*

Существующих сооружений, расположенных в непосредственной близости от проектируемого нет, следовательно, дополнительных нагрузок на грунт нет, ожидаемая осадка основания не превышает предельное значение, что гарантирует нормальную эксплуатацию сооружения.



8.Зарезка бокового ствола с помощью клина отклонителя

Зарезка боковых стволов - это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на старых месторождениях и коэффициент извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами.
Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной.

Применение технологии ЗБС способствует увеличению нефтеотдачи пластов и фактически заменяет уплотнение скважин.Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить затраты на освоение скважины.

Применяются разные методы ЗБС из скважин бездействующего фонда: вырезание участка колонны, бурение с отклоняющего клина и тд
Причем эксплуатация боковых стволов эффективна для всех типов залежей.
Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволо, как правило, ниже её среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 лет.
Для увеличения длины ствола в продуктивном нефтеносном пласте используется строительство скважин с несколькими горизонтальными участками.
Дополнительный эффект можно получить от совмещения зарезки боковых стволов с другими технологиями (ГРП, полгие скважины и тд).

Бурение боковых стволов ведется по технологии и с использованием разработанных специалистами Компании технических средств: вырезающее устройство, клиновые отклонители, райбер-фрезеры, двигатели-отклонители, разъединители и др. Освоено строительство боковых стволов из обсадных колонн диаметрами 114, 146, 168 и 245 мм.

Бурение боковых стволов ( БС) в настоящее время становится одним их основных способов восстановления бездействующих и увеличения производительности малодебитных скважин.

Бурение бокового ствола из вырезанного участка обсадной колонны является эффективным способом восстановления бездействующих и повышения производительности малодебитных скважин.

Бурение бокового ствола во времени совмещается с его расширением.

Бурению боковых стволов из ствола существующей скважины, такая Сторона не должна платить какие-либо суммы ,а ее платежи должны быть равны части расходов, понесенных в связи с бурением Эксклюзивной скважины от уровня поверхности до ранее достигнутой глубины пропорционально доле участия такой Стороны. Сторона, не давшая согласия на участие в Эксклюзивной операции, должна была уплатить указанную сумму, если бы дала согласие на участие в разработке такой Эксклюзивной скважины. При этом всю материальную ответственность и все расходы, которые были понесены при Испытании и Заканчивавши или при попытке Заканчивания скважины Сторонами, давшими согласие на участие в Эксклюзивной операции, до фактического начала работ по Увеличению глубины скважины ниже достигнутой или работ по Бурению боковых стволов из ствола существующей скважины, несут исключительно Стороны, давшие согласие на участие в Эксклюзивной операции.

Бурением боковых стволов в 1997 г. были восстановлены 16 скважин.

Для бурения боковых стволов совместно с Управлением по недрам РБ разработана телесистема малого диаметра ЗТС-54ЭМ с электромагнитным каналом связи. Совместно со специалистами ОАО АНК Башнефть - технология зарезки боковых стволов и новое поколение телесистем еще меньшего диаметра ( 42 мм) - ЗТС-42ЭМ.

Первоначально бурение боковых стволов после вырезки окна в эксплуатационной колонне 146 мм велось долотом 124 мм СЗ-ЦАУ R-204.

Для бурения боковых стволов применяются: долота шарошечные, режущие и зарезные с твердосплавным, алмазным и алмазнотвердосплавным вооружением для сплошного бурения, бицентричные и ступенчатые для ступенчатого бурения; двигатели гидравлические турбинные и винтовые, реже - электробуры; скребки для очистки обсадных колонн; вырезающие устройства различного типа для вырезания части обсадной колонны; клинья-отклонители съемные и несъемные для ориентированного спуска и зарезки нового ствола; фрезеры-райбе-ры стартовые, оконные и арбузообразные; телеметрические системы с проводным и гидравлическим каналом связи.

Преимущество бурения боковых стволов обусловлено тем, что отпадает необходимость в строительстве новых коммуникационных линий, сокращаются затраты на оборудование и материалы, снижается воздействие на окружающую среду.

Преимущества бурения боковых стволов в сравнении с бурением новых скважин очевидны: не требуется отвод земель под строительство и их обустройство, существенно меньше требуется материалов, при бурении используются мобильные установки.

Преимущество бурения боковых стволов обусловлено тем, что отпадает необходимость в строительстве новых коммуникационных линий, сокращаются затраты на оборудование и материалы, снижается воздействие на окружающую среду.

Стоимость бурения бокового ствола в старой скважине значительно ниже стоимости бурения новой скважины. Технико-экономические расчеты показали, что при вводе 150 боковых стволов в эксплуатацию в течение трех лет дополнительная добыча из этих скважин составит около 500 тыс. тонн.

Особенностью бурения бокового ствола является низкая (по сравнению с обычным бурением) механическая скорость ( 2 - 5 м / ч) и небольшие проходки на долото ( 50 - 80 м), поэтому средняя рейсовая скорость колеблется от 15 до 25 м / сут, что необходимо помнить при составлении сметных расчетов и графиков бурения.

Способ зарезки бокового ствола в обсаженной колонной скважине предназначен в основном для восстановления бездействующих скважин. Способ заключается в спуске вырезающего устройства, в вырезании участка обсадной колонны в зоне зарезки, при этом обсадную колонну в зоне зарезки отрезают, приподнимают, цементируют, а на открытую часть ствола скважины устанавливают цементный мост и с него забуривают боковой ствол. Отрезанную часть обсадной колонны могут извлекать из скважины и использовать повторно.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, преимущественно к восстановлению бездействующих скважин.

Известен способ зарезки бокового ствола в обсаженных скважинах . Способ заключается в том, что в скважине обсаженной колонной труб, на определенной глубине в зоне зарезки бокового ствола устанавливают цементный мост. Спускают и закрепляют направленный уипсток-отклонитель. Затем спускают райбер-фрезу и вращают до истирания и прорезания окна в колонне. Затем с помощью винтового забойного двигателя с отклонителем забуривают боковой ствол согласно проектному профилю с заданным отклонением.

Недостатками данного способа являются: окно в обсаженной колонне получается не резанием, а скорее, истиранием; в начальный период забуривания долото цепляется за обсадную колонну своими боковыми сторонами, бывают случаи заклинивания бурильного инструмента; бурение бокового ствола бурильным инструментом малого диаметра, чем диаметр основного ствола; значительные материальные затраты.

Известен способ зарезки бокового ствола в обсаженной колонной скважине. Способ заключается в том, что внутрь обсадной колонны спускают вырезающее устройство. В интервале зарезки вырезают участок обсадной колонны длиной 5-6 м. Затем по известному способу забуривают боковой ствол. Преимуществом данного способа является включение установки уипстока-отклонителя, применение райбер-фрез.

Недостатками данного способа являются: значительные материальные затраты, связанные с прорезанием участка обсадной колонны; отсутствие возможности бурения бокового ствола нормальным диаметром бурильного инструмента; сужение диаметра обсадной колонны бокового ствола.

Целью предлагаемого способа являются снижение затрат на вырезание участка обсадной колонны, на зарезку и бурение бокового ствола.

Цель достигается тем, что при зарезке бокового ствола в обсаженной колонной скважине, содержащей спуск зарезающего устройства и вырезание участка обсадной колонны в зоне зарезания, обсадную колонну в зоне зарезки отрезают, приподнимают на небольшую высоту, цементируют, а на открытую часть ствола скважины устанавливают цементный мост и с него забуривают боковой ствол. Отрезанную часть обсадной колонны могут извлекать из скважины, а затем устанавливать цементный мост и производить зарезку бокового ствола нормальным диаметром бурильного инструмента, используя извлеченную часть труб колонны повторно.

Формулировка изобретения:

1. Способ зарезки бокового ствола в обсажденной колонной скважине, содержащий спуск вырезающего устройства и вырезание участка обсадной колонны в зоне зарезки, отличающийся тем, что обсадную колонну в зоне зарезки отрезают, приподнимают на необходимую высоту, цементируют, а на открытую часть ствола скважины устанавливают цементный мост и с него забуривают боковой ствол.

2. Способ, отличающийся тем, что отрезанную часть обсадной колонны извлекают из скважины, устанавливают цементный мост и производят зарезку бокового ствола нормальным диаметром бурильного инструмента, а извлеченную часть труб используют повторно.

Бурение боковых стволов на современном этапе является эффективной технологией интенсификации добычи, позволяющей учитывать выработку остаточных извлекаемых запасов нефти за счет увеличения площади контакта со скважиной; решать задачи восстановления аварийных скважин.

Преимущества:

1.Значительное увеличение площади контакта скважины с пластом;

Недостатки:

1. Нельзя исключить технологические риски при бурении, освоении и заканчивании БС, не зависящие от процесса проектирования ЗБС: технологические причины повышенной обводненности скважин при освоении ЗБС присутствуют.

2. Необходимость построения сложной модели при проектировании ЗБС, учитывающей такие факторы, как: повышенный скин-фактор по результатам бурения, низкая эффективная длина горизонтального ствола, негерметичносьть колонны после ГРП и т.д.



9.Конструкция скважины

Таблица 37. Конструкция скважины

9.1 Расчет показателей работы долот

Календарное время бурения скважин включают следующие виды работ и затрат времени:

- технически-необходимые работы (время механического бурения, спускоподъемные, подготовительно-вспомогательные и ремонтные работы, ликвидация осложнений);

- непроизводительные затраты времени (организационные простои и аварии).

Нормы времени на бурение устанавливаются только на технически-необходимые работы.

Расчет нормы времени на механическое бурение осуществляется по нормативным полям и пачкам пластов на основе данных хронометражных наблюдений, суточных рапортов буровых мастеров, карточек отработки долот.

Нормативной пачкой считается несколько однородных в литологическом отношении пластов, для которых устанавливают одинаковую проходку на долото и время механического бурения одного метра проходки. При этом в одно поле рекомендуется объединять поля, по которым показатели механической скорости и проходки на долото по отдельным горизонтам отличаются менее чем на 10%. При чем, таких горизонтов в поле должно быть не менее двух-трех. Нормативные пачки можно укрупнять, если показатели работы долот в них различаются не более чем на 15%. Норма проходки на долото и норма времени бурения одного метра проходки устанавливается по каждому нормативному полю и нормативной пачке как средне арифметическое значение.

Общие затраты рабочего времени на проводку ствола скважины зависят в первую очередь от показателей работы долот на забое, что приводит к необходимости разработки местных норм времени на:

- разрушение одного метра породы, ч/м;

- проходки на одно долото, м/д;

С этой целью анализируют большой фактический материал о показателях работы долот разных размеров и типов и применяемых режимах бурения. Эти данные принимаются по карточкам отработки долот, в которых содержатся сведения:

- об интервалах бурения по каждому типу и размеру долота;

- фактической проходке на одно долбление;

- времени пребывания долот на забое;

- о количестве рейсов долота;

- о параметрах режимов бурения;

- о причинах подъемов долота с забоя.

По результатам анализа по каждому стратиграфическому горизонту подсчитывают:

- суммарное число долот;

- суммарную проходку;

- суммарное время механического бурения.

Показатели работы долот рассчитывают по интервалам бурения под направление, кондуктор, техническую и эксплуатационную колонны и в среднем по скважине.

Для составления и заполнения таблицы 2 «Показатели работы долот» необходимы данные производственной практики, а именно геолого-технический наряд (ГТН) и районная технологическая карта (РТК).

Графа 1 «№ нормативных пачек пластов» заполняется на основе ГТН или РТК .

Графа 2 «Интервал бурения» принимается по ГТН или РТК с учетом возможного укрупнения.

Графа 3 «Мощность интервала» определяется как разность между подошвой и кровлей интервала бурения.

Графа 4 «Тип и размер долот» берется по ГТН или РТК.

Графа 5 «Количество долот» берется по ГТН или РТК.

Графа 6 «Проходка на долото» определяется как отношение мощности интервала на количество долот затраченных в этом интервале.

Графа 7 «Механическая скорость» берется по РТК.

Графа 8 «Время механического бурения» определяется как отношение мощности интервала на механическую скорость.

Графа 9 «Норма времени на 1метр проходки» определяется как соотношение времени механического бурения на мощность интервала.

Все расчеты сводятся в таблице 2.

Таблица 38. Показатели работы долот



9.2 Расчет нормативной продолжительности спускоподъемных операций (СПО)

Для расчета необходимо определить количество спускаемых и поднимаемых свечей, а также количество наращиваний в каждой нормативной пачке. Для этого производится расчет по формулам, результаты заносятся в таблицу 3.

Графа 1 «Интервал бурения» - это значение принимается из таблицы 1.

Графа 2 «Мощность» определяется как разность между подошвой и кровлей интервала бурения.

Графа 3 «Количество долот» принимается из предыдущей таблицы.

Графа 4 «Длина компоновки низа бурильной колонны (КНБК)» это неизменная часть бурового инструмента и принимается по данным технических расчетов.

Графа 5 «Проходка на долото» определяется как отношение мощности интервала на количество долот затраченных в этом интервале.

Графа 6 «Спуск» - определяется количество свечей спущенных в данном интервале. Определяется по формуле:

С_с=Д*(Н_н+Н_к-2*l_вбк-П_д)/2*l_с

где Д - количество долот в данном интервале или данной нормативной пачки;

- Н_н - глубина начала интервала;

- Н_к - глубина конца интервала;

- l_вбк - длина неизменной части верха бурильной колонны;

- П_д - проходка на долото в данной нормативной пачке;

- l_с - длина свечи (25м). Графа 7 «Подъем» находится как количество свечей поднятых в данном интервале. Определяется по формуле:



С_п=С_с+М/l_с

где С_п - количество поднимаемых свечей;

- С_с - количество спускаемых свечей;

- М - мощность интервала.

Графа 8 «Наращивание» находится как количество наращиваемых труб в данном интервале. Определяется по формуле:

К_н=М/l_тр

где К_н - количество наращиваний;

- l_тр - длина трубы (12,5м)

9.3 Расчет нормы времени на СПО и наращивание

Нормы времени на спускоподъемные операции и наращивание в процессе бурения принимаются согласно:

а) действующих единых норм времени на бурение скважины (ЕНВ);

б) местных норм времени разработанных для условий разбуриваемого месторождения.

Абсолютная величина нормы времени зависят от диаметра бурильных труб и скорости подъема. Однако многие предприятия в настоящее время при нормировании буровых работ в отношении подъема бурильных труб используют усредненные нормы времени. Для данных расчетов принимаются следующие нормы времени: на спуск 0,9-1,4 минут на свечу; на подъем 1,7-2,7минут на свечу; на наращивание 11-14 минут на трубу.

Нормы времени считаются по интервалам бурения как произведение усредненной нормы времени и количества спускаемых, поднимаемых свечей и наращиваемых труб.

Графа 1 «Интервал бурения» принимается по ГТН.

Графа 2 «Мощность интервала» определяется как разность между подошвой и кровлей интервала бурения.

Графа 3 «Количество спускаемых свечей» берется из таблицы 3 графа 6, итоговое значение по каждой колонне.

Графа 4 «Нормы времени на спуск, в минутах» определяется как произведение количества спускаемых свечей на норму времени при спуске, для данной скважины.

Графа 5 «Нормы времени на спуск, в часах» определяется путем деления норм времени на спуск в минутах на 60 минут.

Графа 6 «Количество поднимаемых свечей» берется из таблицы 3 графа 7, итоговое значение по каждой колонне.

Графа 7 «Нормы времени на подъем» определяется как произведение количества поднимаемых свечей на норму времени при подъеме.

Графа 8 «Нормы времени на подъем» определяется путем деления норм времени на подъем в минутах на 60.

Графа 9 «Количество наращиваемых труб» берется из таблицы 3 графа 8, итоговое значение по каждой колонне.

Графа 10 «Нормы времени на наращивание» определяется как произведение количества наращиваемых труб на норму времени при наращивании.

Графа 11 «Нормы времени на наращивание» определяется путем деления норм времени на наращивание в минутах на 60.

Результаты вычислений приводятся в таблице 4.

9.4 Сводный расчет затрат времени на бурение

Таблица 5 составляется для того чтобы получить информацию о количестве времени, а именно суток, затраченных на буровые работы.

Графа 1 «Вид колонны» принимается в соответствии с конструкцией скважины.

Графа 2 «Время на механическое бурение» берется по таблице 2 графа 8, принимается итоговое значение по колоннам.

Графа 3 «Спуск» принимается по таблице 4 графа 5.

Графа 4 «Подъем» принимается по таблице 4 графа 8.

Графа 5 «Наращивание» принимается по таблице 4 графа 11.

Графа 6 «Итого» определяется как сумма граф с 2 по 5.

Графа 7 «Подготовительно-вспомогательные работы» составляют 40% от суммарного времени на спуск, подъем и наращивание. К подготовительно-заключительному времени (ПВР) относятся смена долота, сборка и разборка инструмента, укладка инструмента на мостки, выравнивание раствора по плотности, его долив в скважину при СПО, чистка желобов и емкостей и т.д.

Графа 8 «Ремонт» - время на обслуживание и ремонт оборудования, определяется в размере 7% от суммарного времени на спуск, подъем и наращивание.

Графа 9 «Всего, часов» является суммой граф 6, 7, 8.

Графа 10 «Всего, суток» определяется делением графы 9 на 24.

Также в этом разделе необходимо рассчитать продолжительность бурения в станко-месяцах, определяется делением графы 10 «Всего, суток» на 30.

...