Технология бурения эксплуатационных скважин на Казанском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Горно-геологические условия бурения

1.1 Сведения о районе буровых работ

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

1.3 Прогноз литологической характеристики разреза скважины

1.4 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

1.5 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

1.6 Возможные осложнения по разрезу скважины

2. Выбор конструкции и профиля скважины

2.1 Выбор конструкции скважины

2.2 Проектирование бурения скважины куста

2.3 Контроль пространственного положения ствола бурящейся скважины

2.4 Обоснование профиля и интенсивности искривления ствола скважины

3. Проектирование технологического процесса бурения

3.1 Способы и режимы бурения ствола скважины и применяемые КНБК

3.2 Компоновка низа бурильной колонны (КНБК)

3.3 Выбор долот, бурголовок

3.4 Рекомендуемые бурильные трубы

3.5 Характеристика и масса бурильных труб, УБТ по интервалам бурения

3.6 Выбор бурового раствора

3.7 Общие сведенья о цементирование обсадной колоны

3.8 Выбор типа буровой установки

3.9 Выбор и обоснование противовыбросового оборудования

4. Расчет гидравлической программы цементирования обсадной колонны

5. Мероприятия по предупреждению ГНВП



Введение

Нефть представляет интерес для человечества с древних времен, и добыча нефти также прошла путь от примитивных способов, например, таких как сбор нефти с поверхностей водоемов до высокотехничных методов добычи. Началом развития нефтяной промышленности принято считать появление механического бурения скважин в 1859 году в США. В нашей же стране за всю историю, с нахождения первых залежей в 1864 и 1866 гг. на Кубани, которые сразу пополнили запасы нефти на 190 т, и до наших дней, когда Россия стала лидером по добыче "черного золота", нефть приобрела особенно весомое значение. Сегодня рынок нефти насчитывает огромное количество государств и негосударственных организаций, контролирующих основные потоки сырья между странами и ценовую политику.

В зависимости от месторождения состав нефти меняется, что характеризуется разными качественными и количественными составами и делится на легкую, среднюю и тяжелую, исходя из чего сортируется по маркам. В мире огромное количество марок нефти, в зависимости от скважин, но, говоря о России можно перечислить несколько, таких как Urals (тяжелая), она же основная, Rebco и SiberianLight. Но странным остается то, что эти марки нефти не торгуются на биржах, хотя физически их добыча намного больше, чем скажем добыча нефти марки Brent. На сегодняшний день продажа нефти трех российских марок - Urals, SiberianLight и Rebco - привязаны к котировкам, рассчитываемым агентствами ArgusMedia и Platts на основе биржевого курса нефти Brent (BrentCrude, BFO).

Добыча нефти в основном приходится на пять ближневосточных стран, обладающих 2/3 глобальных запасов, а вне Ближнего Востока самые большие запасы нефти имеют Венесуэла (около 7%) и Россия (почти 5%). Причем Россия при производстве 10% потребляет, только 4%. В тоже время Российская Федерация является крупнейшим экспортером чистого продукта после Саудовской Аравии, а сырая нефть и нефтепродукты составляют около 40% экспорта России.

Однако применение необработанного "черного золота" невозможно, поэтому переработка нефти открывает все возможности этого сырья, а именно получение технически ценных продуктов, по большей степени моторных топлив, растворителей, сырья для химической промышленности.

Несомненным является факт реализации нефтепродуктов через автозаправочные станции, что служит надежным и гарантированным каналом сбыта, в тоже время, обеспечивая высокий уровень рентабельности, поскольку представляет собой конечный потребительский сегмент рынка.

В настоящее время основные задачи, поставленные перед нефтеперерабатывающей промышленностью - это увеличение объема производства, расширения ассортимента и улучшения качества.

Так как неотъемлемой частью рыночных отношений является продажа нефти, также широко развивается транспортировка. Нефть и нефтепродукты, нуждаются в транспортировке от места добычи либо до перерабатывающего завода, либо до получателя. Транспортировка нефти осуществляется посредством железных дорог, автоцистернами, речным путем или нефтепроводом. По оценкам RBC daily, каждый год при добыче и транспортировке нефти теряется от 3 до 7% добываемой нефти. Экологи уверяют, что реальные объемы нефтяных загрязнений скрываются, но даже по самым скромным подсчетам они достигают 10-20 миллионов тонн нефти в год. Для экспорта, да и собственно для удобства в равной степени как для экологической безопасности наиболее эффективны нефтепроводы.

ООО БСК Гранд в этой компании я проходил практику данные практики использованы для дипломного проектирования.



1. Горно-геологические условия бурения

Рисунок 1. Обзорная карта района работ



1.1 Сведения о районе буровых работ

строительство бурение скважина

Таблица 1.1.1 Сведения о районе буровых работ

№ п/п	Название единицы измерения	Единица измерения	Значение, название, величина
1	Площадь (месторождение)	-	Казанская
2	Административное расположение;	-
	- республика	-	РФ
	- область(край, округ)	-	Томская
	- район	-	Парабельский
3	Год ввода площади в бурение	год	1967
4	Год ввода площади в эксплуатацию	год	-
5	Температура воздуха
	- среднегодовая	"С	3
	- наибольшая летняя	"С	35
	- наименьшая зимняя	"С	-55
6	Среднегодовое количество осадков	мм	450-500
7	Максимальная глубина промерзания грунта	м	1,6
8	Продолжительность отопительного периода в году	сут.	240
9	Продолжительность зимнего периода в году	сут.	185
10	Азимут преобладающего направления ветра	град.	юго-западные, северные
11	Расчётное значение веса снегового покрова	кгс/м2	240
12	Нормативное значение ветрового давления	кгс/м2	30
13	Наибольшая скорость ветра	м/с	20+25
14	Многолетнемерзлые породы (интервал залегания)	м	отсутствуют



1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Таблица 1.2.1 Стратиграфическая характеристика разреза скважины

Интервал по вертикали	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град.	Коэффициент кавернозности в интервале
от (кровля)	до (подошва)	название	индекс	угол	азимут
0	30	Четвертичные отложения	Q	0		1,4
30	125	Некрасовская серия	Р3nk	0		1.4
125	170	Чеганская свита	Р Cg	0-5		1,4
170	260	Люлинворская свита	Р2 11	0-5		1.4
260	285	Талицкая свита	Р2tl	0-5		1,4
285	365	Ганькинскаясвита	Кgn	0-5		1,4
365	415	Славгородская свита	k; Si	0-5		1,4
415	560	Ипатовская свита	К 2ip	0-5		1-4
560	575	Кузнецовская свила	К. кг	0-5		1,4
575	1440	Покурская свита	К2рк	0-5		1,4
1440	2130	Киялинская свита	К, kin	0-5		*1.3
2130	2215	Тарская свита	K,tr	0-5		1,1
2215	2440	Куломзинская скита	К,klm	0-5		1.1
2440	2465	Баженовская свита	Jibg	0-5		1,1
2465	2470	Георгиевская свита	hgr	0 - 5		1,1
2470	2545	Васюганская свита	Ь+2vs	0-5		1,1

1.3 Прогноз литологической характеристики разреза скважины

Таблица 1.3.1 Литологическая характеристика скважины

Индекс стратиграфического подразделение	Интервал по вертикали, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы
	от(кровля)	до(подошва)	мощность	краткое название	Процент в интервале
1	2	3	4	5	6	7
Q	0	30	30	глина суглинок	50 50	Почвенно-растительной слой, глины и суглинки, желтовато-серые, пески и супеси.
P3nk	30	125	95	песок глина	80 20	Отложения свиты сложены песками светло-серыми, серыми, мелкозернистыми, кварц-полевошпатовыми с подчиненными прослоями глин темно-серых, коричневато-серых и бурых, песчанистых, плотных.
P2-3 cg	125	170	45	песок глина	10 90	Глины чеганской свиты зеленовато-серые и темно-зеленые, плотные, жирные на ощупь, с пропластками и линзами светло-серых песков, разнозернистых, слюдистых.
P 2ll	170	260	90	глина	100	Отложения люлинворскойсвиты представлены глинами зеленовато-серыми, светло-серыми, серыми, опоковидными, плотными, жирными на ощупь.
P1tl	260	285	25	алевролит глина	5 95	Отложения талицкойсвиты представлены глинами темно-серыми и буровато-серыми, часто опоковидными, с редкими маломощными прослоями темно-серого, слабо-сцементированного алевролита.
K2gn	285	365	80	мергель глина	10 90	Отложения ганькинской свиты в верхней части сложены мергелями зеленовато-серыми и серыми с прослоями глин, ниже глинами темно-серыми и алевролитами.



1.4 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 1.4.1Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, t/cmj	Пористость%	Проницаемость, м Даре и	Глинистость, %	Карбонатность, %	Сплошность породы	Соленость%	Твердость.кгс/мм2	Расслоеиность породы	Абразивность	Категория породы
	от (верх)	ДО (низ)												По буримости (1, П и т.д.)	по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)
Q	0	30	глина суглинок	2,0 2,0	25-30 10	0	100 90				100 100	5	X IV	1	мягкие
P3nk	30	125	песок глина	2,1 2,4	20 30	10000	20 100	0			0 100	5 5	X IV	11	п
Р2-3eg	125	170	песок глина	2,0 2,3	25 30	10000	50 100	0			0 100	5	X IV	11
Р: 11	170	260	глина	2,3	25	0	300	0		-	100	л	IV	м	it
Р,М	260	285	алевролит глина	2,2 2,3	30 25	200	10 100	0		-	100 100	55	IV X	II	и
	285	365	Мергель глина	2,4 2,3	20 25	0	100 100	50			100 100	5	IV IV	1	и
K2sl	365	415	глина	2,3	20	0	100	0		-	100	5	IV	11	11
К 2ip	415	560	песчаник глина алевролит	2,1 2,3 2,2	25 20 20	50-300 0 0	20 100 90	3 33			100  100 100	5	X IV X	11	и
K,kz	560	575	глина	2,35	20	0	100	3		-	100	5	IV	и	11
К,.2pk	575	1440	песчаник глина алевролит	2,1 2,35 2,3	22 16 20	50-300 0 20	20 100 40	33			200 150 200	55 3	X IV X	II	средние
			глина	2,35	16	0	100	5-10	20	-	250	3,5	IV	II	II
К, kin	1440	2130	песчаник	2,2	22	20-30	20	10			250	3,5	X
			алевролит	2,3	20	10	20	5-10			200	3,5	IV
			песчаник	2,2	22	10-30	10-20	10		-	250	3,5	X	И	II
K,tr	2130	2215	аргиллит	2,4	16	0	100	10			200		IV
			алевролит	2,3	20	0-10	30	5-10			250		VI
			аргиллит	2,4	15	0	100	10		-	200	2	IV	III	твердые
К,klm	2215	2440	песчаник алевролиты	2,2 2,3	20 10	15-20 5	20 25	1010			400 350	1,5 1,5	IX
J3bg	2440	2465	аргиллит	2,45	5	0	100	10		-	500	1	IV	II	II
h gr	2465	2470	аргиллит	2,45	5	0	100	10		-	500	~>	IV	II	I
			песчаник	2,3	15-23	5-270	0-20	5		-	1000	1,5	X	II	II
J3vs	2470	2545	аргиллит алевролит уголь	2,45 2,45 1,4	10 15	0 0-10	100 30	55			500 800 400	-> 1.5	IV VI V



1.5 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

Таблица 1.5.1 Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Подвижность, дарси на мПа с	Содержание серы, процент по весу	Содержание парафина, процент по весу	Ожидаемый дебит нефти, м3/сут	Параметры растворенного газа
	от (верх)	ДО (низ)		В пластовых условиях	после дегазации					газовый факторм3/м3	содержание сероводорода, процент по объему	содержание углекислого газа, про' цент по объему	плотность, кг/м3	коэффициент сжимаемости	давление насыщения в пластовых условиях, кгс/см
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	S3	14	15	16
Ю 1 2vs	2485	2495	поровый	0,6-0,64	0,750-0.795	0,017	0,05 -0,24	1,12-3,4	10- 100	140-320	не обнар.		0,4-1,3		1 1 7



Таблица 1.5.2 Водоносность

А	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, r/см3	Свободный дебит, м/сут	Фазовая проницаемостьм Дарси	Химический состав воды в мг-эквивалентной форме	Степень минерализации мг-экв/л	Типы воды по Сулину СФН -сульфатонатриевый ГНК-гидратокарбонатно-натриевый ХЛМ-хлормагниевый XЛK-хлоркальциевый	Относится к источнику питьевого водоснабжения (да.нет)
	От верх	до низ					Анионы	Катионы
							СГ	S04	НС03	Na+K+	Mg	Са++
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Q + P	0	285	поровый		0								0.23-0.28	ГНК	да
J3K	285	1440	поровый	1,01 1.012	25	20							10-20	ХЛК	нет
K,kl	1440	2215	поровый	1,01-1.012	10-20	20	9178-12885	9 20.2	122 - 225	4753-6552	0- 19	1096-1617	15.3 -21.2	XJIK	нет
K,klm	2215	2440	поровый	1.0143	0 - 10	20	12335	12.7	329	6603	-	1342	20,6	ХЛК	нет
J3vs	2470	2545	поровый	1.0207-1.0341	3-40	10-16	15975-26475	2.5 13	1586 1415	1640-15291	68 -198	808 1037	42 - 45	ХЛМ	нет



1.6 Возможные осложнения по разрезу скважины

Таблица 1.6.1 Прогноз поглощения бурового раствора

№ п/п	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/час	Глубина статического уровня при максимальном поглощениии	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения, МПа/м	Условия возникновения поглощения (повышение плотности бур. раствора, гидродинамическое давление и ДР-)
	от (верх)	ДО (низ)				при вскрытии	после изоляционных работ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	0	560	1	10	нет	0,15	0,2	Увеличение плотности промывочной жидкости, повышение водоотдачи, не соблюдение режима промывки ствола скважины от выбуренной породы, превышение допустимой скорости спуска бурильных и обсадных труб.
2	575	1440	1	30	нет	0,12	0,15



Таблица 1.6.2 Прогноз осыпей и обвалов стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Название породы	Интервал по вертикали, м	Буровые растворы, применявшиеся ранее	Время до начала осложнения, сутки	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д)
		отверх	до низ	тип раствора	Плотность, г/см3	дополнительные данные по раствору, влияющему на устойчивость пород
1	2	3	4	5	6	7	8	9
см. табл. 4.1	глины суглинки	0	970	глинистый раствор	1.01 - 1.06	водоотдача > 10 см3 за 30 мин.	3	Проработка, промывка, увеличение плотности, снижение водоотдачи промывочной жидкости. Соблюдение скоростей бурения, проработка, промывка ствола скважины



Таблица 1.6.3 Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальникообразования и т.д.)	Буровой раствор, при применении которого произошел прихват	Наличие ограничений оставления инструмента без движения или промывки (да.нет)	Условия возникновения прихвата
	от верх	до низ		тип	Плотность г/см3	водоотдача см3/30мин	смазывающие добавки (название)
1		3	4	5	6	7	8	9	10
Q-P- K2ip	0	560	Возможны обвалы и осыпи неустойчивых пород и заклинка инструмента	глинистый	1-1	15		Да	Несоблюдение параметров раствора и режима промывки, недостаточная очистка от выбуренной породы
K2kz -K,.2pk	560	1440	Возможны заклинки инструмента и сальникообразования	глинистый	1,1	10		да	Несоблюдение параметров раствора, выработка желобов, развитие зон сужения ствола скважины

2. Выбор конструкции и профиля скважины

2.1 Выбор конструкции скважины

Выбор конструкции скважины является основным этапом ее проектирования и должен обеспечить:

- высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтегазопромыслового объекта;

возможность доведения скважины до проектной глубины без осложнений и аварий на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

условия охраны окружающей среды и надежную изоляцию газонефтеводонапорных горизонтов;

- эффективную гидродинамическую связь между скважиной и эксплуатационным объектом;

максимально полное использование природной энергии для транспортировки нефти и газа;

возможность проведения ремонтных работ в скважине;

- качественное вскрытие продуктивных горизонтов с максимальным сохранением природных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов;

- снижение затрат времени и материально технических ресурсов на бурение.

Для выбора количества обсадных колонн (зон крепления) используют совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления бурового раствора, построенный на основании исходных данных в прямоугольных координатах глубина - эквивалент градиента давления.

По совмещенному графику давлений выделяется одна зона совместимых условий бурения, что соответствует одной обсадной колонне - эксплуатационной.



2.1.1 Кондуктор

Крепление ствола скважины кондуктором диаметром 245мм производится с целью перекрытия интервалов залегания неустойчивых пород, склонных к осыпям и обвалообразованиям, обеспечения надежного перекрытия верхних водоносных горизонтов хозяйственно-питьевого назначения. С целью предупреждения возможных газопроявлений при дальнейшем углублении скважины на кондуктор устанавливается ПВО.

Для упрочнения пристенной зоны скважины (повышения градиента давления гидроразрыва проходимых пород) проектом предусматривается использование в КНБК вихревого устройства для очистки и кольматации стенки скважины (УОК-295,3 при бурении под кондуктор и УОК-215,9 при бурении под эксплуатационную колонну).

Наименование	Обозначение Размерность Значение	Размеренность	Значение
Градиент гидроразрыва пород, залегающих в предполагаемом интервале (расчетный)	Ггрп1	кгс/см2/м	0,15
Градиент гидроразрыва пород, залегающих в предполагаемом интервале после упрочнения	Ггрп	кгс/см2/м	0,25
Пластовое давление проявляющего пласта	Рпл	кгс/см2	253
Глубина кровли проявляющего пласта	L	м	2485
Устье вое давление при закрытом ПВО (по промысловым данным)	Ру	кгс/см2	180,0
Минимально необходимая глубина спуска колонны (расчетная)	Нк	м	914,57

2.1.2 Эксплуатационная колонна

Эксплуатационная колонна диаметром 146,1мм спускается на глубину 2545м по вертикали и цементируется в две ступени с применением пакера двухступенчатого и манжетного цементирования для предотвращения гидроразрыва пород в процессе цементирования и обеспечения необходимой высоты подъема тампонажной смеси. Первая -с применением расширяющихся тампонажных материалов в интервале продуктивных пластов, вторая - с применением цемента нормальной плотности и облегченного цемента. Для снижения негативного влияния давления столба тампонажного раствора на продуктивный пласт пакер устанавливается с максимальным приближением к нему, при этом установка пакера целесообразна в плотных породах разреза скважины.

Рисунок 2. Конструкция забоя скважины

1.Эксплуатационная колонна

2.Перфорационное отверстие

3.Продуктивный пласт

4.Цементный камень.



Рисунок 3. Совмещённый график давления для выбора конструкции скважины



2.2 Проектирование бурения скважин куста

После окончания монтажа буровой установки на устье первой кустовой скважины и до ее забуривания маркшейдерская служба заказчика уточняет магнитный азимут направления движения станка (НДС), корректирует проектные магнитные азимуты и отклонения всех кустовых скважин с учетом расстояния между устьями и батареями скважин, определяет магнитный азимут осевой линии приемных мостков буровой установки и передает эти данные в геологический отдел бурового предприятия.

Технологическая служба бурового предприятия по полученным данным составляет план куста скважин. На плане куста относительно линии НДС наносятся проектные положения забоев и устьев кустовых скважин в порядке очередности их бурения и линии их проектных отклонений по проектным магнитным азимутам. Очередность бурения скважин куста определяется направлением движения буровой установки и проектируется исходя из условия предупреждения пересечения стволов наклонно-направленных и горизонтальных скважин и получения наилучших технико-экономических показателей их проводки. При проектировании обязательно учитываются траектории стволов ранее пробуренных скважин в пределах максимальных отклонений скважин куста. На проводку каждой кустовой скважины составляется план-программа, в которой приводится уточненный профиль, КНБК для различных участков и средства контроля траектории. План куста и план программа подписываются представителями технологической службы, согласовываются с главным геологом и утверждаются главным инженером бурового предприятия.

Планы-программы на проводку каждой скважины должны находиться в технологическом отделе бурового предприятия и буровой бригаде.

При передвижении бурового станка по кустовой площадке контроль над соблюдением расстояний между устьями скважин и магнитного азимута НДС осуществляет представитель бурового подрядчика.

2.3 Контроль пространственного положения ствола бурящейся скважины

При бурении наклонно-направленной или условно горизонтальной скважины фактический ее профиль не может совпадать с проектным, в связи с этим технологическая служба бурового предприятия обязана осуществлять контроль траектории ствола и оперативное корректирование ствола с целью вывода его к запроектированной точке и обеспечить вскрытие продуктивного пласта стволом с заданными параметрами.

Построение фактической траектории ствола скважины осуществляется по инклинометрическим замерам проведенным в стволе скважины. При инклинометрии ствола скважины измеряются зенитный угол, азимут и длина ствола скважины от ее устья до точки измерения.

В вертикальной части ствола скважины инклинометрические замеры проводятся с шагом измерений 20м через 100м проходки и окончания рейса.

При бурении участка набора пространственного искривления скважины инклинометрия проводится через 30м проходки и окончания рейса с шагом 5м. При необходимости по требованию технологической службы длина участка и шага измерения может быть уменьшена.

На участках стабилизации или снижения угла наклона инклинометрические замеры проводятся после окончания каждого рейса (при необходимости чаще) с шагом 20м. По данным измерений определяется траектория ствола и принимается решение о выборе КНБК для дальнейшего бурения.

Для предупреждения пересечения стволов скважин необходимо предусмотреть следующие мероприятия:

- до начала забуривания в ходе бурения очередной скважины необходимо учитывать горизонтальные проекции скважин, фактически пробуренных с данной кустовой площадки, а также соседних кустов, имеющих опасную близость к проектным скважинам;

при построении профилей стволов куста следует учитывать погрешность показаний используемых инклинометров, строить профили с максимальной точностью;

начальный интервал до принудительного набора отклонения должен быть строго вертикальным.

2.4 Обоснование профиля и интенсивности искривления ствола скважины во вторую часть

Профиль направленной скважины должен обеспечить:

высокое качество скважины как объекта для последующей эксплуатации;

минимальные затраты на строительство скважины;

безаварийное строительство скважины;

бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств;

свободное прохождение по стволу скважины соответствующих приборов и устройств; Всем этим требованиям отвечает S-образный профиль.

Участок начального искривления скважины отклонителем у S - образного профиля расположен, как правило, не ниже 500ч800 м, что существенно упрощает управление отклонителем и позволяет осуществить проводку этого участка с достаточной для практики точностью без применения дорогостоящих систем контроля за положением отклонителя и параметрами ствола скважины;

Основным недостатком тангенциального и J-образного профилей по сравнению с S-образным, является более сложная технология проводки тангенциального участка и участков малоинтенсивного увеличения зенитного угла, отсутствие надежных КНБК для стабилизации направления протяженных интервалов, которые обеспечивали бы заданную интенсивность увеличения зенитного угла при сохранении проектного азимутального направления;

С учетом вышеперечисленного выбираем S - образный профиль.



Таблица 2.4.1 Входные данные по профилю наклонно-направленной скважины

Интервал установки погружных насосов по вертикали, м	максимально-допустимые параметры профиля в интервале установки погружных насосов	Зенитный угол, град.
от верх	до низ	Зенитный угол, град.	Интенсивность изменения зенитного угла,град/100м	Максимально допустимый на интервале его увеличения	при входе в продуктивный пласт
					минимально-допустимый	Максимально-допустимый
1	2	3	4	5	6	7
1500	1800	25,0	3,0	25,0	0,0	7,0

Примечание:

1. Максимальная интенсивность зенитного угла:

в интервале набора кривизны - 1,5 град/10м;

в интервале установки ГНО - 0,3 град/10м.

2. Максимальная интенсивность пространственного угла:

в интервале набора кривизны - 2,0 град/10м;

в интервале установки ГНО - 0,3 град/10м.

Таблица 2.4.2 Профиль ствола скважины

Интервал по вертикали, м	Длина интервала по вертикали, м	Зенитный угол, град	Смещение, м	Удлинение, м	Длина по стволу, м
от(верх)	до(низ)		в начале интервала	в конце интервала	за интервал	общее	за интервал	общее
Вертикальный участок
0,0	40,0	40,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	40,0
Участок набора параметров кривизны
40,0	236,0	196,0	0,0	20,0	34,55	34,55	4,0	4,0	240,0
		Участок стабилизации
236	1000,0	764,0	20,0	20,0	278,07	312,62	49,0	53,0	1053,0	Башмак кондуктора
1000,0	1570,0	570,0	20,0	20,0	207,6	520,22	37,0	90,0	1660,0	ПДМ-1530м
1570,0	1890,0	320	20,0	20,0	116,3	636,51	20,0	110,0	2000,0
Участок естественного падения зенитного угла
1890,0	1985,0	95,0	20,0	17,0	31,7	668,24	5,0	115,0	2100,0
1985,0	2476,0	491,0	17,0	2,0	82,3	750,50	9,0	124,0	2600,0
2476,0	2485,0	9,0	2,0	2,0	0,3	750,84	0,0	124,0	2609,0 кровля пласта Кровля пппплостапласта
2485,0	2545,0	60,0	2,0	2,0	2,1	752,97	1,0	125,0	2670,0

Примечание: по каждой конкретной скважине допускается изменение типа профиля (по плану, согласованному с

геологической службой ОАО "Томскгазпром") с соблюдением входных данных по профилю скважины.

Рисунок 4. Профиль ствола скважины



3. Проектирование технологического процесса углубления скважины

3.1 Способы и режимы бурения ствола скважины и применяемые КНБК

Исходя из практики работ БСК "Гранд" бурение под направление предусматривается роторным способом, бурение под кондуктор и эксплуатационную колонну турбинным. Данные по интервалам бурения представлены в таблице 3.1.1, а также имеются технические характеристики ротора и гидравлических забойных двигателей.

3.2 Компоновка низа бурильной колонны (КНБК)

Бурильная колонна связующее звено между долотом. Находящемся на забое и буровым оборудованием, расположенным на поверхности.

Она предназначена для подвода энергии к долоту, обеспечения подачи бурового раствора к забою, создание осевой нагрузки на долото, восприятия реактивного момента долота и забойного двигателя.

Основные элементы, составляющие бурильную колонну, - ведущие трубы, бурильные трубы, бурильные замки, переводники, центраторы, утяжеленные бурильные трубы.

Центраторы предупреждают искривление ствола скважины как вертикальных, так и наклонно - направленных скважин. Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) устанавливаются непосредственно над долотом или забойным двигателем, создают необходимую нагрузку и придают жесткость нижней части бурильной колонны. Калибраторы предназначены для выравниванию ствола скважины, их диаметр должен быть таким же как у породоразрущающего инструмента (таблица 3.2.1)

Таблица 3.1.1 Способ бурения ствола скважины

Интервал бурения, м	Способ бурения	Вид технологической операции	Режим бурения, проработки	Условный номер КНБК	Скорость выполнения технологической операции, м/ч
			Осевая нагрузка, т	Скорость вращения, об/мин	Расход бурового раствора, л/сек
По вертикали	По стволу
1	2	3	4	5	6	7	8	9
0-40	0-40	роторный	Бурение	7-10	65-80	53,6	1	50
40-236	40-240	турбинный	Бурение	3-5	Техническая характеристика- ГЗД	53,6	2	33
236-1000	240-1053	турбинный	Бурение	3-4		53,6	3	33
40-1000	40-1053	турбинный	Шаблонировка(проработка)	5		53,6	4	100
1000-1890	1053-2000	турбинный	Бурение	8-12		30,6	5	17
1890-2545	2000-2670	турбинный	Бурение	8-12		30,6	6	14
1000-2545	1053-2670	турбинный	Шаблонировка(проработка)	7-10		30,6	6	20-40



Таблица 3.2.1 Потребное количество элементов КНБК

Интервалы бурения по стволу, м	Типоразмер, шифр или краткое название элемента КНБК	Вид технологической операции	Норма проходки , м	Потребное количество на интервале, шт.
от	до	мощность			величина, м	источник нормы
1	2	3	4	5	6 78
0 0 0 0	1053 1053 1053 1053	1053 1053 1053 1053	БИТ-295,3 М4 8К 295,3 МС УОК 295 ЦС 295.3 МСТ	бурение	1100 1500 1500 1500	местные местные местные местные	0,96 0,70 0,70 0,70
0 0 0	1053 1053 1053	1053 1053 1053	БИТ-295,3 М4 УОК-295 8К 295,3 МС	шаблонировка (проработка)	9500 10000 10000	местные местные местные	0,11 0,11 0,11
1053 1053 1053 1053 1053	2340 2340 2340 2340 2340	1287 1287 1287 1287 1287	БИТ-215.9 М4 10КСИ 215,9 СТК УОК-215 СТК-213 ЦС214 МСТ	бурение	1700 3000 2500 2500 2500	местные местные местные местные местные	0,76 0,43 0,51 0,51 0,51



Таблица 3.2.3 Суммарное количество и масса элементов КНБК.

Название обсадной колонны	Типоразмер, шифр или краткое название элемента КНБК	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ и т.п. на изготовление	Суммарная величина
			количество элементов КНБК, шт.	масса по типоразмеру или шифру, т
			для проработки	для бурения, расширки и отбора керна	По типоразмер у или шифру
Кондуктор	БИТ-295,3 М4 8К 295,3 МС ЦС 295.3 МСТ	ГОСТ 20692-75 НПО"Буровая техника" НПО"Буровая техника"	0,11 0,11	0,96 0,70 0,70	1 1 1	0,09 0,29 0,28
Эксплуатационная колонна	БИТ-215.9 М4 БИТ-215,9 М5 10КСИ 215,9 СТК ЦС214 МСТ УОК-215 СТК-213	НПП "Буринтех" НПП "Буринтех" НПО "Буровая техника НПО "Буровая техника НПО "Азимут" НПО "Буровая техника	0,22 0,16 0,11 ...

Подобные документы

• Бурение нефтяных и газовых скважин

  Описание ударного и вращательного бурения. Назначение и состав бурильной колонны. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов. Влияние разных типов долот на качество цементирования скважин. Особенности применения буровых долот.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 19.09.2010
  

• Бурение скважин

  Краткая история развития бурения. Области его применения. Основные операции технологического процесса. Категории бурения скважин в зависимости от их глубин. Способы воздействия на горные породы и характер их разрушения на забое. Типы буровых долот.
  
  реферат [121,9 K], добавлен 03.10.2014
  

• Проект строительства новой разведочной скважины №281 Речицкого месторождения

  Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП "ПО "Белоруснефть". Геологическое строение Речицкого месторождения. Выбор конструкции скважины. Технология бурения, расчет бурильных колонн. Рекомендации по заканчиванию скважины.
  
  дипломная работа [166,9 K], добавлен 02.06.2012
  

• Бурение нефтяных и газовых скважин

  Технические средства и технологии бурения скважин. Колонковое бурение: схема, инструмент, конструкция колонковых скважин, буровые установки. Промывка и продувка буровых скважин, типы промывочной жидкости, условия применения, методы измерения свойств.
  
  курсовая работа [163,3 K], добавлен 24.06.2011
  

• Оценка методологического обеспечения бурения скважин

  Особенности буровых работ. Методы контроля и регулирования, применяемые в процессе бурения скважины. Общая характеристика некоторых прогрессивных методик, обеспечивающих процесс бурения. Критерии оценки технического состояния скважин. Организация ГИС.
  
  шпаргалка [73,1 K], добавлен 22.03.2011
  

• Эксплуатация бурильных машин

  Сущность процесса бурения, назначение и виды буровых скважин. Правила проектирования, монтажа и эксплуатации буровых установок для бурения нефтяных и газовых скважин. Важность соблюдения инструкции по технике безопасности при проведении буровых работ.
  
  контрольная работа [40,7 K], добавлен 08.02.2013
  

• Бурение нефтяных и газовых скважин

  Проектирование конструкции нефтяных скважин: расчет глубины спуска кондуктора и параметров профиля ствола. Выбор оборудования устья скважины, режимов бурения, цементирующих растворов и долот. Технологическая оснастка обсадных и эксплуатационных колонн.
  
  дипломная работа [2,8 M], добавлен 19.06.2011
  

• Способы бурения скважин. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин. Контроль пространственного положения скважин

  Метод ударно-канатного бурения скважин. Мощность привода ротора. Использование всех типов буровых растворов и продувки воздухом при роторном бурении. Особенности турбинного бурения и бурения электробуром. Бурение скважин с забойными двигателями.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 10.10.2011
  

• Технологии бурения наклонно-направленных скважин

  Методы кривления стволов скважин. Характеристика компоновок низа бурильной колонны, применяемых для гидромонирторного и роторного направленного бурения. Прогнозирование поведения КНБК. Влияние геологических факторов на траекторию ствола скважины.
  
  презентация [722,8 K], добавлен 20.09.2015
  

• Бурение скважин

  Схема колонкового бурения, инструмент и технология. Конструкция колонковых скважин и буровые установки. Промывка скважин и типы промывочной жидкости, условия их применения. Назначение глинистых растворов и их свойства. Расчет потребного количества глины.
  
  курсовая работа [138,1 K], добавлен 12.02.2009
  

• Эксплуатация бурильных машин

  Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Выполнение операций, связанных с проводкой скважины. Звукопоглощающие конструкции активного типа. Оснастка талевой системы. Сроки и качество наклонного бурения. Пуск в эксплуатацию буровых установок.
  
  контрольная работа [24,6 K], добавлен 08.02.2013
  

• Процесс самопроизвольного искривления скважин

  Причины и механизм самопроизвольного искривления ствола скважин, их предупреждение. Назначение и область применения наклонно-направленных скважин. Цели и способы направленного бурения. Факторы, определяющие траекторию перемещения забоя скважины.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 21.12.2012
  

• Обоснования выбора бурового раствора для промывки скважин в процессе бурения

  Выбор типа промывочной жидкости и показателей ее свойств по интервалам глубин. Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора, необходимого для бурения скважины. Критерии выбора его типа для вскрытия продуктивного пласта.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 05.12.2014
  

• Буровые растворы. Классификация, параметры, свойства

  Условия бурения с применением буровых промывочных жидкостей. Удаление продуктов разрушения из скважины. Реологические свойства буровых растворов. Скорость эрозии стенок скважин. Процесс разделения фаз дисперсной системы. Статическое напряжение сдвига.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 07.09.2012
  

• Выбор бурового оборудования и расчет режимных параметров бурения скважины

  Правила выбора места заложения скважины. Расчет режимов бурения. Требования к качеству воды. Обоснование компоновок бурового снаряда. Технология вскрытия и освоения водоносного горизонта. Разработка технологии цементирования эксплуатационной колонны.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 15.02.2013
  

• Разведочное бурение

  Геолого-технические условия бурения и отбора керна. Способ бурения и конструкция скважины. Разработка режимов бурения скважины. Повышение качества отбора керна. Искривление скважин и инклинометрия. Буровое оборудование и инструмент. Сооружение скважин.
  
  курсовая работа [778,6 K], добавлен 05.02.2008
  

• Проект строительства и крепления разведочной скважины на Квартовом месторождении

  Сведения о районе буровых работ, геологическом строение Квартового месторождения и характеристики продуктивных горизонтов. Проектирование конструкции разведочной скважины, технология цементирования. Выбор оборудования для цементирования обсадных колонн.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 06.08.2013
  

• Бурение нефтяных и газовых скважин

  Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Закономерности разрушения горных пород. Буровые долота. Бурильная колонна, ее элементы. Промывка скважины. Турбинные и винтовые забойные двигатели. Особенности бурения скважин при равновесии "скважина-пласт".
  
  презентация [1,5 M], добавлен 18.10.2016
  

• Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении

  Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010
  

• Бурение и оборудование скважин при подземном выщелачивании полезных ископаемых

  Добыча полезных ископаемых методом подземного выщелачивания и о геотехнологических скважинах. Технология бурения геотехнологических скважин. Буровое оборудование для сооружения геотехнологических скважин. Конструкции и монтаж скважин для ПВ металлов.
  
  реферат [4,4 M], добавлен 17.12.2007
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам