Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально - технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и добыче нефти и газа.

Бурное развитие нефтяной промышленности началось в XX веке, когда стали широко применяться двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего и разнообразных смазочных масел. Особенно быстро начала развиваться мировая нефтегазовая промышленность. С тех пор, как нефть и газ стали использовать в качестве сырья для химической промышленности. Нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального благосостояния народа. Поэтому темпам роста нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание. Важным фактором в увеличении добычи нефти является бурение скважин. Данный проект предусматривает проектирование строительства скважины на Енапаевском месторождении.



1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Краткие сведения о районе работ

Таблица 1.1 - Краткие сведения о районе работ

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Площадь (месторождение)	Енапаевская
Административное расположение Республика Область (край) Район	Россия Пермский край Октябрьский
Температура воздуха °С, Среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя	+1…+1,3 +35 -40
Среднегодовое количество осадков, мм	550-600
Максимальная глубина промерзания грунта, м	До 1,5м
Продолжительность отопительного периода в году, сутки	224
Продолжительность зимнего периода в году, сутки.	167
Азимут преобладающего направления ветра, град.	225-315
Наибольшая скорость ветра, м/с	15
Год ввода площади в бурение	1985

1.2 Возможные осложнения по разрезу скважины

Поглощение осложнения по разрезу скважины

Таблица 1.2 - Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная нтенсивность поглощения М3/ч м3/ч	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)
Q	0	20	частичные	1. Наличие высокопроницаемых пород 2. Превышение давления в скважине над пластовым
C1s	1368	1485	частичные

Прихватоопасные зоны

В интервалах обвалообразований, поглощающих пластов и в нефтяных пластах с пониженным давлением осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 1.3 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфии-ческого подразделения	Интервал, м	Мероприятия по ликвидации последствий
	От (верх)	До (низ)
Q	0	20	Спуск направления, кондуктора Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с установленными показателями Проработка ствола в интервалах обвалообразования. Промывка. 5. Установка цементных мостов в процессе бурения не позднее, чем через 36 часов после вскрытия артинских терригенных и верейских отложений
P2u	30	95
C2vr	1125	1191

Нефтегазоводопроявления

Таблица 1.4 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интeрвaл по стволу, м	l Вид проявляе- мого флюида	I Условия возникновения	Характер проявлений
	от (верх)	До (низ)
С2b	1075	1120	Нефть,вода с H2S	При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров заданного бурового раствора	Пленка нефти Пленка нефти Пленка нефти Пленка нефти
C1tl	1438	1494	Нефть,вода
C1bb	1494	1524	Нефть,вода

Прочие возможные осложнения



Таблица 1.5 - Прочие возможные осложнения

Индекс cтpати-гpафичес-кого подразде-ления	Интервал стволу, м	Вид осложнения	Условия возникновения
	от (верх)	До (низ)
P1ar	263	491	Желобообразование	Образование продольных выработок на стенках ствола пространственно искривленной скважины в результате СПО



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Выбор конструкции скважины

Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.,

На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:

Направление - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения; цементируется до устья.

Кондуктор - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения; цементируется до устья.

Техническая колонна - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.

Эксплуатационная колонна - для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании; цементируется до устья.

Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится с низу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,146 м. по ГОСТ 632-80

Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну

.

где -диаметр муфты эксплуатационной колонны;

-зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д; Принимается 0,02 м. из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения долота по эксплуатационной колонне

Dвнк= Dд эк+(0,006-0,008)=0,2159+0,006=0,2219 м.

где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 0,245м.

Определяется диаметр долота под техническую колонну

.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,2953 м.

Определяется диаметр кондуктора

.

где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны.

Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 0,324 м.

Определяется диаметр долота под кондуктор

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,3937м.

Определяется диаметр II направления

.

Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.

Определяется диаметр долота под II направление

Dд н = dмн+2*д = 0,451+2*0,06=0,571 м.

Принимается по ГОСТу 20692-75 диаметр долота равный 0,530 м.

Диаметр долота под I направление равен 0,6 м.

2.2 Выбор и расчет профиля наклонно-направленной скважины

Принимается для бурения наклонно-направленной скважины. На данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 100 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем ТО-240. При бурении под эксплуатационную колонну для изменения направления ствола скважины используют отклонитель ШО - 195, ТО - 165. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производится с помощью телесистемы, магнитного переводника, и 1,5-2 свечи из ЛБТ, и инклинометра. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла, (искривленного участка) принимается .

Расчет наклонного ствола скважины

Исходные данные:

Глубина скважины Lв = 1900 м.

Глубина зарезки наклонного ствола Нв = 150 м.

Диаметр долота Dд. = 0,2953 м.

Диаметр забойного двигателя Dз.д = 0,240 м.

Длина отклонителя Lшо= 10 м.

Длина забойного двигателя L2тсш = 17 м.

Определяется радиус искривления ствола скважины:

где: К - коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах принимается (1,051,10)

Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:

где К1 - принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2-6см;

fзд - прогиб отклонителя, забойного двигателя в искривленном стволе скважины;

I - момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;

Е - модуль Юнга; Е=2,1 107

fзд =(0,13*107*gт*lт2) / (E*I) = (0,13*107*2,6 * 10002) / (2,1*107*16257 ) = 9,9 мм

I=0,049*d4зд = 0,049* 244=16257 см4

где: qзд - масса забойного двигателя длиной в1см. (кг).

Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается R=600м.

Определяется максимальный угол наклона ствола скважины

cos б=(R*(R-A)+ H H2+A2-2R*A )/(H2+ (R-A)2)=(600*(600-300)+1750* *17502+3002-2*600*300)/(1750+(600-300)2) = 0,9847

б=9,9 где: А - проложение (м) - 300м

H=Lв-Hв=1900-150=1750 м

Определяется горизонтальная проекция искривленного участка

a=R*(1- cosб)=600*(1-0,9847)= 9,18м

Определяется вертикальная проекция искривленного участка

h=R*sinб = 600*0,158=94,8м



Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка

H1=Lв- (Hв+h)=1900-(150+94,8)=1655,2 м

Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка

A=H*(tgб)= 1655,2 *0,160=264,8 м

Определяется длина искривленного участка

l2=0,01745*R*б=0,01745*600*9,9=93 м

Определяется длина прямолинейного наклонного участка

l3 = Н1/ cos б = 1655,2/0,9847 = 1680 м

Определяется длина наклонного участка

Lн=l1+l2+l3=150+93+1680=1923м

Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины

к2=l2/h=103,6/94,8=1,093

к3=l3/Н=1680/1655,2=1,014



2.3 Выбор типов буровых растворов по интервалам скважины

Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

Бурение под I направление в интервале от 0 до 20 м. «всухую» шнеком Dд.=600 мм.

Бурение под II направление в интервале от 20 до 80 м. ведется на естественном глинистом растворе с=1,080 г/см3., УВ=20-25 с., РН=6,5.

Бурение под кондуктор от глубины II направления до башмака кондуктора от 40 до 130 м. ведётся на глинистом растворе с=1,230-1,240 г/см3.

Бурение под техническую колонну от 80 до 365м., на соленасыщенном глинистом растворе с=1,210-1,230 г/см3., УВ=22 с.

Бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 365 до 1900 м. ведется на ХНР с=1,130 г/см3., остальные параметры не регулируются;

- в интервале от 1675 до 1752 м. - ХНР (хлорнатриевый раствор), с=1,180 г/см3, остальные параметры не регулируются;

- в интервале от 1752 до 1900 м. - на МГБР с с=1,200 г/см3, УВ=20-25 с, фильтроотдача 6-8*10-6 м3 *30 мин, РН=7,5-8,5, корка - пленка.

Определяется плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления.

Сс=г/см3.

С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и ослож-нений вышележащих пластов принимается сб.р.=1,200 г/см3 , со следующими параметрами: УВ=25-30 с, фильтроотдача 6-8*10-6 м3 *30 мин, РН=7,5-8,5, корка - пленка, СНС=0.

Определяется количество материалов для приготовления и обработки бурового раствора по интервалам:

Vм - объем мерников, м3

К1 - коэффициент кавернозности 1,1

К2 - коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации 1,1

К3 - коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке 1,1

Интервал бурения 30-80 м.:

Vбр=0,785*Dд2*Lн*K1*K2*K3=0,785*0,39372*30*1,1*1,1*1,1+50=62,8 м3.;

Интервал бурения 80-365м.:

Vбр=0,785*Dд2*Lн*K1*K2*K3=0,785*0,29532*80*1,1*1,1*1,1+50=83,1м3.;

Интервал бурения 365-1900м.:

Vбр=0,785*Dд2*Lн*K1*K2*K3=0,785*0,21592*365*1,1*1,1*1,1+50=142,5м3.;

Для приготовления бурового раствора применяется гидросмеситель УС - 6 - 30. Для обработки бурового раствора химическими реагентами применяют глиномешалку МГ - 2 - 4.

Для очистки бурового раствора применяется циркуляционная система: 2 вибросита (DERRICK), гидроциклоны, илоотделитель, центрифуга, ёмкость-отстойник.

Потребность бурового раствора

Таблица 2.3 - Потребность бурового раствора и реагентов

Интервал, м	Название (тип) бурового раствора и его компонентов	Нормы расхода бурового раствора, м3/м и его компонентов, кг (мэ)/м3 в интервале	Количество
от (верх)	до (низ)
15	100	Техническая вода	0,92	62,5 м3
		Двуокись марганца	0,126	2,04 кг
		ППА	0,047	0,8 кг
100	360	Техническая вода	0,48	108,09 м3
		Двуокись марганца	0,126	4,13 кг
		ППА	0,047	1,54 кг
360	960	Техническая вода	0,48	137,3 м3
		Двуокись марганца	0,126	5,9 кг
		ППА	0,047	2,2 кг
960	1900	Глин. Р-р с ЕПСМ	0,48	140,1 м3
		Глинопорошок 4 сорта	47,3	4413,09 кг
		Глинопорошок бентонит.	55,2	5150,16 кг
		Графит	4,73	441,3 м3
		Кальцинированная соль	3,94	367,6 кг
		КМЦ	2,36	220,2 кг
		ЛСТП(КССБ)	37,86(18,93)	3532,3(1766,2) кг
		МАС-200М	0,126	11,8 кг
		Дизельное топливо	3,15	293,9 кг
		Техническая вода	961	89661,3 кг

2.4 Расчет обсадных колонн

2.4.1 Расчёт эксплуатационной колонны

Исходные данные.

Глубина скважины по стволу Lc = 1923м.

Глубина скважины по вертикали Ld = 1900 м.

Интервал цементирования чистым цементом L2 = 1023 м (от башмака эксплуатационной колонны до глубины на 200 м выше кровли верхнего продуктивного пласта )

L1 = 900м, интервал, цементируемый облегченным цементным раствором.

Пластовое давление 17 Мпа.

Давление опрессовки 15 Мпа.

Плотность цементного раствора Р = 1830 кг/мЗ.

Плотность облегченного цементного раствора Р = 1640 кг/мЗ.

Плотность бурового раствора Р = 1130 кг/мЗ.

Плотность жидкости затворения Р = 1000 кг/мЗ.

Снижение уровня жидкости в скважине Н = 1274 м.

Жидкость при снижении уровня в колонне Ргс = 1200 кг/м3

Плотность нефти Рн = 866 кг/м3

Зона эксплуатационного объекта l1 = 130 м.

Запас прочности на смятие n1 = 1,15.

Запас прочности на внутреннее давление n2 = 1.15.

Запас прочности на растяжение n3 = 1.3.

Расчет на избыточные давления, наружные, ведется:

а) Для окончания цементирования колонны

при Z=0 Рни0=0

при Z=Lв

10-6* 10 * (1640 * 900 + 1830 * 1023-1130*1900)=12,1 МПа

б) При окончании эксплуатации

при Z=0 Рви0=0

при Z=Lв



10-6*10*(1100*1900-866*(1900-1200))=12,9 МПА

Определяются наружные, избыточные давления в зоне продуктивного пласта с учетом коэффициента запаса смятия..

n1*Рниl=1,15*12,1=13,9 МПа

n1*Рниl=1,15*12,9 =14,8 МПа

Этому значению соответствует обсадные трубы по ГОСТу 632-80, группы прочности Д, толщина стенки = 7 мм, Ркр = 20,5 МПа, Рст = 0,72 МН, Рт = 32,4 МПа. q1 = масса 1-го погонного метра - 0,00025 МН.

Определяются внутренние, избыточные давления при

Рвио=Рпл-10-6*g*сH*LB=17-10-6*10*866*1900=2,7 Мпа т.к. Роп > 1.1Ру, то Рвио = Роп = 15 МПа

при

РвиL=Роп- 10-6*10*(сB-сгс)Lв=15+10*10-6*1900*(1000-1100)=14,7 МПа

Строятся эпюры наружных и внутренних избыточных давлений

Роп

1см = 1Мпа P ВИL

Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление.

n2=Рт/Роп=32,4/15=2,16>1,15

Определяется длина эксплуатационной колонны из условия страгивания

Принимается эксплуатационная колонна с толщиной стенки 7 мм, длиной 1828 м

Определяется масса обсадной колонны.

Q=q*lн=0,00025*1923=0,48 М

Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 0,146 м группы прочности Д.

2.4.2 Расчет технической колонны

Исходные данные.

Длина колонны Lтk = 365 м

Диаметр Dк = 0,245 м по ГОСТу 632-80.

Группа прочности Д, толщина стенки = 7,9 мм.

Рст=0,72МН; Рт=32,4Мпа

Q=0,00048МН - масса одного погонного метра.

Определяется внутреннее избыточное давление возникающее при проявлении.

Р ви= Рпл -10-6*g*сH*L=17-10-6*10*866*1900=2,53 МПа

где L - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта по вертикали.

Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление.

n2=Рт/Роп=32,4/15=2,16>1,45

Определяется коэффициент запаса прочности на страгивание или на растяжение.

n2=Рст/Lk*q=0,72/(365*0,00048)=4,1>1,45

Определяется масса технической колонны.

Q=q*lтк=0,00048*365=0,3 МН

2.4.3 Расчет кондуктора

Исходные данные.

Длина колонны Lк =80 м

Диаметр Dк = 0,324 м по ГОСТу 632-80.

Группа прочности Д. = 8,5 мм., толщина стенки.

q = 0,000684 МН - масса одного погонного метра.

Определяется масса кондуктора

Q=q*lк=0,000684*80=0,0547 МН

2.4.4 Расчет направления

Исходные данные.

Глубина направления Lн= 40 м.

Диаметр направления Дн = 0,426м по ГОСТу 632-80.

Группа прочности Д

= 10 мм, толщина стенки

q = 0,001065 МН - масса одного погонного метра.

Определяется масса направления.



Q=q*lн=0,001065*40=0,042 МН

2.4.5 Расчет шахтового направления

Исходные данные:

Глубина шахты Lшн=20 м.;

Диаметр шахты Dшн=0,53 м.,

q=0,00156 МН.- масса одного погонного метра;

Определяется масса шахты

Q=qЧ Lшн =0,00156Ч20=0,03 МН.

2.5 Расчет цементирования обсадных колонн

2.5.1 Расчет цементирования эксплуатационной колонны

Исходные данные.

Длина колонны по стволу Lн = 1900м.

Интервал цементирования облегченным цементным раствором L1 = 850м.

Интервал цементирования чистым цементным раствором L2 = 1050м.

Длина цементного стакана hст=10м.

Интервал буферной жидкости по затрубному пространству Нбж = 300м.

Диаметр долота Dд.= 0,2159м.

Диаметр эксплуатационной колонны dэк = 0,146 м.

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м3

Плотность облегченного цементного раствора Ро.ц.р = 1640 кг/м3.

Плотность бурового раствора Р = 1130 кг/мЗ.

Водоцементное отношение облегченного цементного раствора m1 = 0,75.

Водоцементное отношение цементного раствора m = 0,5.

Определяется объем буферной жидкости.

Vбж=0,785*(К*Dд2-dнок2)*Нбж=0,785*(1,1*0,21592-0,1462)*300=7 м3

Определяется объем чистого цементного раствора

Vцр=0,785*((К*Dд2-dнок2)*L2+dвнок2*hст)=0,785*((1,1*0,21592-0,1462)*1050+0,1322*10)=24,8 м3

где, К - коэффициент кавернозности.

Определяется объем облегченного цементного раствора

Vоцр=0,785*(К*Dд2-dнок2)*L1=0,785*(1,1*0,21592-0,1462)*850=18,3 м3

Определяется плотность цементного раствора

сцр=(сц*св*(1+m))/(m*сц+св)=(3150*1000*(1+0,5))/(0,5*3150*1000)=1830 кг/ м3

Определяется плотность облегченного цементного раствора

сцр=(сц*св*(1+m))/(m*сц+св)=(3150*1000*(1+0,75))/(0,75*3150+1000)=1650кг/м3

Определяется количество сухого цемента в цементном растворе.

Gц=(сцр*Vцр*К)/(1+m)=(1830*24,8*1,03)/(1+0,5)=31,2 т

Определяется количество сухого цемента в облегченном цементном растворе.

Gоцр=(соцр*Vоцр*К)/(1+m1)=(1650*18,3*1,03)/(1+0,75)=17,8 т

где К - коэффициент, учитывающий потери цемента при затворении.

Определяется количество воды для цементирования

Vв=m*Gц+m1*Gоц=0,5*31,2+0,75*17,8=29 м3

Определяется количество СaCl в цементном растворе

Gсacl2 =(n* Gцр)/100=(1,5*31,2)/100=0,41 т

Определяется количество CaCl в облегченном цементном растворе

Gсacl2 =(n* Gоцр)=(19,66*18,3)=53,9 кг

Определяется количество ОЭЦ в облегченном цементном растворе

Gоэц =(n* Vоцр)=(2,95*17,8)=359,7 кг

Определяется количество ОЭЦ для обработки цементного раствора.

Gоэц =(n* Vцр)=(18,3*24,8)=453,8 кг

Определяется количество продавочной жидкости

Vпрж=0,785*dвнок2*(Lн-hст)*к=0,785*0,1322*(1900-10)*1,04=26,4м3

Определяется давление на цементировочной головке в конце цемен-тирования обсадной колонны.

Рк=Рг+Рц=5,4+14,1=19,5 МПа

Рг=0,002*Lв+1,6=0,002*1900+1,6=5,4 МПа

Рц=0,01*(сцрср- ср)*(Lв-hст)*10-3=0,01*10-3*(1749-1000)*(1900-10)=14,1Мпа

сцрср=(соцр*L2+сцр*L1)/(L1+L2)=(1650*850+1830*1050)/(850+1050)=1749,5кг/ м3

Определяется температура забоя

Т=tср+Г*Lв=1,3+0,025*1900=48 0С

где, Г - геотермический градиент. Г=0,025

По температуре забоя рекомендуется цемент для «холодных» скважин: IG-CC-1

По величине Р и Рг принимаются втулки на насосе ЦА - 320 М диаметром 115 мм.

Определяется количество продавочного раствора, закачиваемого на различных скоростях ЦА - 320 М.

h0=(Vцр+Vоцр)/(Fвн+Fзп)=(24,8+18,3)/(0.0137+0.0235)=1158,6 м

l0=Lн-h0=1900-1158,6=741,4 м

a=(h0-hст)/Рц=(1158,6-10)/13=88,3м/МПа

hV=l0+аЧ(РV-Рг)=741,4+88,3Ч(5,8-5,2)=497,8м

hIV=aЧ (РIV-РV)=88,3Ч (8,7-5,8)=256,07 м

hIII=aЧ (РIII-РIV)=88,3Ч (13,4-8,7)=415,01м



hII=aЧ (PII-PIII)=88,3Ч (19,5-13,4)=847,6 м

VV=FвнэксрЧhV=0,0137Ч497,8 = 6,8 м3

VIV=FвнэксрЧhIV=0,0137Ч256,07 = 3,5м3

VIII= FвнэксрЧhIII=0,0137Ч415,01=5,6м3

VII=FвнЧhII=0,0137Ч847,6=11,6м3

Определяется время цементирования эксплуатационной колонны из условия работы одного АНЦ - 320.

Тц=Тзак+Тпрод+t=3095,8+4449,4+600=8145сек=135 мин75сек

Тзак=(Vцр+Vоцр+Vбж) Ч103/qцаV=(24,8+18,3+7,04) Ч103/16,1=3095,8 сек

Тпрод=tV+tIV+tIII+tII=VVЧ103 /qцаV+VIVЧ103 /qцаIV+VIIIЧ103 /qцаIII+VIIЧ103 /qцаII=6,8Ч103 /16,1+3,5Ч103 /10,7+5,6Ч103 /7+11,6Ч103 /4=4449,4 сек

где, t - время, затраченное для промывки нагнетательной линии ЦА - 320 М и отвинчивания стопоров на цементировочной головке.

Определяется количество ЦА - 320 М по времени схватывания цементного раствора.

nца=(Тц/(0,75ЧТсхв)) =(8145,2/(60Ч0,75Ч120)) =2 комплекта

Определяется количество цементировочных агрегатов по скорости восходящего потока.

nца=0,785*(к*Dд2-dнок2)*с/qцаср=0,785*(1,1*0,21592-0,1462)*2/0,0059=6агрегатов

qцаср=Vпрж/Тпрод=26,4/4449,4=0,0059 м3/сек



где С - скорость восходящего потока 1,5 - 2м/с.

Определяется количество цементосмесительных машин УС - 6 - 30 по грузоподъемности.

nас=(Gц+Gоц)/20+1=(31,2+17,7)/20+1=4 смесителя

Определяется время цементирования эксплуатационной колонны.

Тф=(Тц-t)/ nца+t =((8145,2-600)/6+600 = 22,5мин.

2.5.2 Расчет цементирования технической колонны

Исходные данные:

Глубина LТК = 365 м.

Диаметр технической колонны dТК = 0,245м. по ГОСТу 632-80.

Диаметр долота Dд = 0,2953 м.

Высота цементного стакана hст = 10 м.

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м3.

Определяется объем цементного раствора.

=0,785*((1,1*0,29532-0,2452)*365+0,2292*10)=10,7 м3

Определяется количество сухого цемента.

Gц=(сцр*Vцр*10-3)/(1+m)=(1830*10,7*10-3)/(1+0,5)=13 т

Определяется количество воды.

Vв=m*Gц=0,5*13=6,5 м3



Определяется количество ускорителя CaCL2 .

Gcacl =(m* Gцр)=(61,15*10,7)=654,3 кг

Определяется количество продавочной жидкости.

Vпрж=0,785*dвнткср2*(Lн-hст)*к=0,785*0,2292 2*(365-10)*1,03=14,3м3

Для цементирования применяется ЦА - 320М - 1 комплект и УС-6-30 - 1 комплект.

2.5.3 Расчет цементирования кондуктора

Исходные данные:

Глубина Lк= 80 м.

Диаметр кондуктора dк = 0,324м. по ГОСТу 632-80.

Диаметр долота Dд. = 0,3937 м.

Высота цементного стакана hст = 10 м.

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м3.

Определяется объем цементного раствора.

=0,785*((1,1*0,39372-0,3242)*80+0,3062 2*10)=6,4 м3

Определяется количество сухого цемента.

Gц=(сцр*Vцр*10-3)/(1+m)=(1830*6,4*10-3)/(1+0,5)=8,15 т

Определяется количество воды.



Vв=m*Gц=0,5*8,15=4,07 м3

Определяется количество ускорителя СaCL.

GСacl =m* Gцр=61,15*6,4=0,389 т

Определяется количество продавочной жидкости.

Vпрж=0,785*dвнкср2*(Lн-hст)*к=0,785*0,30622*(80-10)*1,03=6,7 м3

Для цементирования применяется ЦА - 320М - 1 комплект и УС-6-30 - 1комплект.

2.5.4 Расчет цементирования направления

Исходные данные:

Глубина Lн = 40 м.

Диаметр направления dн = 0,426 м. по ГОСТу 632-80.

Диаметр долота Dд. = 0,490 м.

Высота цементного стакана hст = 5 м.

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м3.

Определяется объем цементного раствора.

=0,785*((1,1*0,490 2-0,4262)*40 +0,406 2*5)=3,7 м3

Определяется количество сухого цемента.

Gц=(сцр*Vцр*10-3)/(1+m)=(1830*3,7*10-3)/(1+0,5)=4,34 т

Определяется количество воды.

Vв=m*Gц=0,5*4,34 =2,170 м3

Определяется количество ускорителя СаCL.

GСacl =m* Gцр=61,15*3,7=0,226 т

Определяется количество продавочной жидкости .

Vпрж=0,785*dвннср2*(Lн-hст)*к=0,785*0,4062*(40-5)*1,04=4,6 м3

Для цементирования направления принимается ЦА - 320М 1 комплект и УС-6-30 1 комплект.

2.5.5 Расчет цементирования шахтового направления

Исходные данные:

Глубина шахты Lш = 20 м.;

Диаметр направления Dш = 0,53 м. по ГОСТу 632-80;

Диаметр долота Dд = 0,6 м.;

Высота цементного стакана hст = 5 м.;

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м3.;

Определяется объем цементного раствора

Vцршн=0,785((kЧDд2-dшн2) ЧLшн+d вн.шн2Чhст )=0,785Ч((1,1Ч0,6 2-0,532) Ч20 +0,508 2Ч5)=2,81 м3.;

dвнок=dнок-2д=530-2Ч11=508.;

Определяется количество сухого цемента

Gц=(сцрЧVцрЧ10-3)/(1+m)=(1830Ч2,81Ч10-3)/(1+0,5)=3,43 т.;



Определяется количество воды

Vв=mЧGц=0,5Ч3,43=1,715 м3.;

Определяется количество ускорителя NаCL

GNaСl =mЧ Gцр=61,5Ч2,81=0,173 т.;

Определяется количество продавочной жидкости

Vпрж=0,785Чdвннср2Ч (Lн-hст) Чк=0,785Ч0,5062Ч (20-5) Ч1,03=3,1 м3.;

Для цементирования направления принимается ЦА-320 М - 1 комплект и УС-6-30 -1 комплект.

2.6 Организационно-технические мероприятия по повышению крепления скважины

2.6.1 Подготовка буровой установки к креплению скважины

Подготовительные работы по подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны состоят в следующем.

Проверяется состояние фундаментов блоков, основание вышки, агрегатов буровой установки. Проверяется состояние вышки, центровка ее относительно устья скважины, тормозной системы лебедки, силового привода, буровых насосов, запорной арматуры, нагнетательной линии и талевой системы. В превентор устанавливаются плашки под соответствующий диаметр обсадных труб. Проверяется исправность и точность показаний контрольно - измерительных приборов. Выявляются недостатки и устраняются до начала ведения работ и оформляются актом о готовности буровой установки к креплению скважины.

2.6.2 Подготовка обсадных труб

С целью выявления скрытых дефектов обсадных труб производится опрессовка на давление 18 МПА с выдержкой времени не менее 30 секунд. Результаты опрессовки оформляются актом. Доставленные на скважину обсадные трубы подвергаются наружному осмотру, измерению, шаблонированию и укладыванию на стеллажи в порядке очередности спуска. Трубы должны иметь заводской сертификат и маркировку, соответствовать к требованиям стандарта. На каждые тысячу метров обсадных труб завозятся дополнительно 30 метров резервных обсадных труб.

2.6.3 Выбор тампонажного материала

Выбор тампонажного материала производится в зависимости от характера разреза, назначения скважины, высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве и температуры забоя. Потребность материалов определяется расчетом.

Выбранные тампонажные материалы подвергаются анализу для соответствия их требования ГОСТа 1581-96.

Лабораторный анализ следует проводить с использованием химических реагентов, добавленных к тампонажным материалам и воды, на которой будет затворяться цементный раствор. Цементирование производится лишь при получении положительного заключения о пригодности тампонажных материалов.

Таблица - Потребное количество тампонажного материала и хим. реагентов

Название компонента	ГОСТ, ТУ на изготовление, маркировка	Потребное количество, т
		Название колонн
		шахта	Направление	кондуктор	Техни ческая колонна	Эксплуатационная колонна
Цемент	ГОСТ1581-96	1,9	4,9	8,16	12,9	31,2
Цемент в облегченном растворе	ГОСТ1581-96					17,7
Хлористый натрий	ГОСТ450-96	0,09	0,238	0,393	0,65	0,453
ОЭЦ						0,053

2.6.4 Подготовка скважины к спуску обсадных труб

Для обеспечения высоты подъема цементного раствора за колонной необходимо произвести опрессовку ствола скважины с гидромеха-ническим пакером на максимально ожидаемое давление при цементировании колонны. В случае поглощения бурового раствора произвести изоляционные работы.

При спуске буровой колонны на бурение перед проведением комплекса на бурение, заключаемых геофизических исследований производятся контрольный замер длины буровой колонны для уточнения фактической глубины скважины. По результатам геофизических исследований уточняется глубина спуска обсадной колонны, места установки элемен-тов технической оснастки, интервалы проработки ствола, объем скважины.

После проработки и калибровки ствола на глубину спуска обсадной колонны скважина промывается до выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Под кондуктор ствол скважины шаблонируется спуском 3-4 обсадных труб на бурильном инструменте, Спуск кондуктора, эксплуатационной колонн производятся с применением смазки УС-1,Р-402.

Турбализаторы устанавливаются на границах увеличения ствола скважины согласно инструктивно-технологической карте. Центраторы устанавливаются через каждые 25 м вместе со скребками.

Во избежании смятия обсадных труб, гидроразрыва пласта и поглощения бурового раствора под воздействием возникших в затрубном пространстве гидросопротивлений. Скорость спуска обсадной колонны с обратным клапаном должна быть равномерной и не превышать:

для кондуктора - 1м/с.,

для эксплуатационной колонны - 1,5м/с.,

В процессе спуска колонна плавно снимается с ротора и опускается в скважину. Динамические рывки, резкое торможение, разгрузка колонны или посадка ее свыше 30% от веса спускаемых труб не допускается. После спуска колонны производится промывка скважины для выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Во избежании прихвата колонну периодически расхаживают не допуская разгрузки на забой и превышение допустимых напряжений.

2.6.5 Цементирование обсадной колонны

Одним из основных условий качества повышения крепления скважины является наиболее полное замещение бурового раствора цементным раствором, надежное сцепление цементного камня с горными породами и обсадной колонной, герметичность обсадной колонны, надежное разобщение пластов. Цементный камень в затрубном пространстве должен удовлетворять следующим требованиям:

- равномерно и полностью заполнять затрубное пространство;

- обеспечить надежное сцепление цементного камня с обсадными колоннами и горными породами;

- прочность образца на изгиб через двое суток после цементирования должна быть не менее 2,7Мпа для чистого цемента.

Приготовление цементных растворов производится УС - 6 - 30. Цементирование эксплуатационной колонны производится АНЦ - 320. Централизованный контроль и управление процессом осуществляется СКЦ - 2М. Перед началом цементирования обсадных колонн монтируется обвязка линий высокого давления агрегатов и 1БМ - 700. Нагнетательная линия и цементировочная головка должны быть опрессованы на 1,5 кратное ожидаемое рабочее давление при цементировании.

Закачку цементного раствора в скважину начинать после стабилизации режима работы смесителей и получения необходимой плотности цементного раствора. Закачку продавочной жидкости производить на скоростях, обеспечивающих получение расчетной критической скорости восходящего потока. Момент окончания продавливания цементного раствора определяется по повышению давления в обсадной колонне при посадке продавочной пробки на кольцо “стоп”. После снятия давления определяется работа обратного клапана. При положительном результате скважина оставляется на ОЗЦ на 48 часов.

2.7 Выбор и расчет бурильной колонны

Состав бурильной колонны в конце бурения скважины:

Долото 0,2159 м; Д2-195; УБТ - 178, ТУ - 193385 - 79, длиной 25 м;

Бурильные трубы ТБПК диаметром 1278 мм группы прочности Д, длиной L= 800 м; ЛБТ-14711 по ГоСТу 631 - 75.

Масса одного погонного метра БТ qБТ = 0,000156 МН;

Масса одного погонного метра ЛБТ qлбт = 0,000165 МН

Масса одного погонного метра УБТ qубт = 0,00272

Допустимая растягивающая нагрузка ТБПК Рст = 1,24МН.

Перепад давления на забойном двигателе РЗД+Д = 10 МПа.

G = 0,16 МН; Qзд+д = 0,014 МН;

lзд+д = 8 м; n = 1,3.

Определяется длина УБТ

Lубт=(к*G-Qзд-Рзд*Fк)/qубт=(1,25* 0,16-0,014-10*0,785* 0,1112)/ 0,00156=57,2м

где: G - осевая нагрузка на долото.

Qзд - масса забойного двигателя и долота 1400 кг.

Fk - площадь трубного пространства бурильных труб, определяется по формуле

И сходя из опыта бурения на данной площади принимается Lубт =25 м.

Определяется допустимая длина ЛБТ из условия растяжения.

Lлбт= ((Рст/n-(Qубт* Lубт +Qтбпк*Lтбпк+ Qзд)-Рзд*F2k)/qлбт =((1,24 /1,3-(0,00156*25+0,000272*800+0,014)-10*0,785*0,1112)/0,000165=3535,7 м

n - запас прочности на растяжение для бурильных труб.

Определяется длина ЛБТ

lлбт=Lн-lзд-lубт-lтбпв=1900-8-25-850=1017 м

Определяется масса бурильной колонны

Qбк=Qлбт+Qубт+Qтбпв+Qзд=0,146+0,014+0,089+0,2176=0,466 МН

Рекомендуется для бурения скважины следующие компоновки по интервалам.

2.8 Выбор буровой установки

Буровая установка выбирается из условия максимальной массы обсадных и бурильных труб с учетом коэффициента перегрузки.

Gок=Qок*к=0,48*1,25=0,61 МН

Gбк=Qбк*к=0,46*1,67=0,77МН

где: К, К1 - Коэффициенты перегрузки.



Принимается БУ - 1600/100 ЭУ.

Техническая характеристика БУ - 1600/100 ЭУ. *
Допустимая нагрузка на крюке, кН	1000
Условная глубина бурения, м	1600
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,1
Высота основания, м	5
Скорость подъема не загруженного элеватора, м/с	1,7 - 1,8
Буровая лебедка ЛБ - 450
Расчетная мощность на валу лебедки, кВт	300
Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната, кН	145
Диаметр талевого каната, мм 1600 Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с 0,1 Высота основания, м 5,5 Скорость подъема не загруженного элеватора, м/с 1,95 Буровая лебедка ЛБ-750 Расчетная мощность на валу лебедки, кВт 560 Максимальное натя жение подвижного конца талевого каната, кН 200 Диаметр талевого каната, мм Буровая вышка А-образная секционнаяканата, мм	25
Буровая вышка А - образная секционная с 3-х гранным сечением ног
Номинальная нагрузка, кН	1200
Расстояние между ног, м	7,5
Рабочая высота, м	38,7
Буровой насос НБТ - 475
Мощность, кВт	475
Максимальное давление, МПа	25
Ротор Р - 560
Максимальная нагрузка на стол ротора, кН	2500
Высота вышки, м	40,6
Вертлюг
Максимальная нагрузка, кН	1000
Максимальная частота вращения ствола, об/мин.,	200
Диаметр проходного отверстия, мм	76

Выбор оснастки талевой системы



2Т=к*Q/Рк=(3*77350)/40800=5,6

Где: Т - число оснащенных роликов талевого блока;

К - коэффициент запаса прочности талевого каната К=35;

Рк - предельное разрывное усилие талевого каната.

Принимается оснастка 45.

Составление РТК

Режимно - технологическая карта составляется на основании показателей работы долот и забойных двигателей по долотным карточкам пробуренных скважин.

Типы и размеры долот и забойных двигателей выбираются по максимальным показателям, и определяется количество долот по интервалам. Осевая нагрузка рекомендуется та, при которой получены наивысшие показатели работы долот и забойных двигателей по интервалам.

Качество бурового раствора принимается из условия очистки забоя и ствола скважины, создания максимальной мощности на забойном двигателе и наилучшем использовании гидравлической мощности насосов. Качество жидкости принимается из условия предупреждения осложнений при бурении и загрязнение продуктивного пласта.

2.9 Расчет гидравлических сопротивлений движущегося бурового раствора в циркуляционной системе

Скважина разбивается на два интервала.

1. От 0 до башмака технической колоны (0-365м). Диаметр долота 0,2953м, бурение ведется забойными двигателями ТО2 - 240.

Определяется необходимое количество жидкости из условий:

А) очистки забоя от выбуренной породы;



где: q - удельный расход жидкости л/с на 1см2

Б) выноса выбуренной породы из ствола скважины;

Q = 0,785(D2д - d2нбт)*V = 0,785(0,29532 - 0,1272)*1,1 = 0,055 м3/с

где V - скорость восходящего потока в затрубном пространстве.

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ - 475 с диаметром втулок 150 мм, Qн = 30л/с, Р = 11,8Мпа.

Определяется подача насоса

Q=б*2Qн=0,8*2*0,03=0,048 м3/с

где б - коэффициент наполнения насоса 0,7 0,9.

Определяются потери давления в нагнетательной линии по методу эквивалентных длин.

Lэкв гл+вл=lг+ст*(dвнбт/dвн г+ст)5=(25+18)*(11,1/14,8)5=10,2 м

Lэкв шл=lшл*(dвнбт/dвншл)5=18*(11,1/8)5=92,5 м

Lэкв в=lв*(dвнбт/dвн гв)5=2,5*(11,1/8)5=7,13 м

Lэкв кв=lкв*(dвнбт/dвнкв )5=16*(11,1/8)5=82,2 м

Lэкв=Lэквгл+вл +Lэквшл+ Lэквв+ Lэквкв=10,2+92,5+7+82,2=192 м

Рм=(8,26*сбр*л*Q2/ dвнбт5)* Lэкв=(8,26*0,02*1,03*482/11,15)*192= 0,53 МПа

Определяются потери давления в бурильных трубах.

Рбт=(8,26*сбр*л*Q2/ dвнбт5)* Lбт=(8,26*0,02*1,03*482/11,15)*325= 0,95 Мпа

Lбт=Lинт-lубт -lзд=365-10-25=325 м

Определяются потери давления в УБТ.

Рубт=(8,26*сбр*л*Q2/ dвнубт5)* Lубт=(8,26*0,02*1,03*482/8 5)*25= 0,36 МПа

Потери давления в долоте Рд =3 МПА

Определяются потери давления в кольцевом пространстве УБТ - скважина.

Ркпубт=(8,26*л*с* Q2 *(lубт + lзд)) / ((Dд+dнубт)2 * (Dд-dнубт)3) = (8,26*0,02 *1,03*482*(25 +10))/(29,53+20,3)2* ((29,53-17,81)3)=0,004 МПа

Определяются потери давления в кольцевом пространстве бурильные трубы - скважина.

Ркпбт= (8,26 *л*с*Q2*lбт ) / ((Dд+dнбт)2 * (Dд-dнбт)3) = 8,26*0,02*1,03 *482 * 325) / ((29,53+12,7)2*(29,53-12,7)3)=0,017 МПа

Определяются потери давления в забойном двигателе.

Рзд = Рздс(Q/Qс) = 3,3(48/32) = 2,2МПа

где Рздс - определяется по таблице №13 (учебник “Бурение нефтяных и газовых скважин”) Рздс=3,3; Qс=32.

Определяются потери давления в циркуляционной системе.

Рцс=Рм+Рбт+Рубт+Рд+Ркпубт+Ркпбт+Рзд=0,53+0,95+0,36+3+0,004+0,017+2,2=7,06 Мпа

Если Рцс больше или меньше 0,8Рн, то берутся меньшие или большие втулки на насосе.

Определяется мощность на валу турбобура.

Определяется момент на валу турбобура.

Определяется число оборотов.

Определяется коэффициент передачи мощности на забой.

к =Nзд/2Nн = 347,1/(2*475)=0,365

Интервал от 0 до проектного забоя скважины (0 - 1900м).

Определяется необходимое количество жидкости из условий:

А) очистки забоя от выбуренной породы;

Q = q*Fз = 0,06*0,785*21,592 = 22л/с = 0,022м3/с

где: q - удельный расход жидкости л/с на 1см2

Б) выноса выбуренной породы из ствола скважины;



Q=0.785*(Dd2-Dнбт2)* v=0,785*(0,21592-0,1272)*1=0,024 м3/с

где V - скорость восходящего потока в затрубном пространстве.

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ - 475 с диаметром втулок 130 мм, Qн = 22,1л/с, Р = 17,9Мпа.

Определяется подача насоса

Q = б*Qн*л = 0,8*22,1*2 = 35,36 л/c = 0,035 м3/с

Определяются потери давления в нагнетательной линии.

Рм=(8,26*сбр*л*Q2/ dвнбт5)* Lэкв=(8,26*0,02*1,15*352/11,15)*192= 0,26 МПа

Определяются потери давления в трубах.

Рбт=(8,26 *сбр*л*Q2/ dвнбт5)* Lубт = (8,26 *0,02* 1,14* 352/11,15) *1923=2,64 МПа

Lбт=Lн-lубт -lзд=1923-10-25=1888 м

Определяются потери давления в УБТ.

Рубт=(8,26*сбр*л*Q2/ dвнубт5)* Lубт=(8,26*0,02*1,14*352/8 5)*25= 0,18 Мпа

Определяются потери давления на долоте, они составят 4,5 Мпа при установке 2-х насадок диаметром 16 мм.

Определяются потери давления в кольцевом пространстве УБТ - скважина.



Ркпубт= (8,26 *л*с *Q2*(lубт +lзд))/((Dд+dнубт)2*(Dд-dнубт)3)= (8,26* 0,02* 1,14* 352* (25 + 10)) /((21,59+ 17,8)2*(21,59-17,8)3)=0,09 МПа

Определяются потери давления в кольцевом пространстве бурильные трубы - скважина. скважина пласт буровой реагент

Ркпбт=(8,26*л*с*Q2*lбт ) / ((Dд+dнбт)2 * (Dд-dнбт)3) =(8,26* 0,02* 1,14 * 352 *1923) / ((21,59 + 12,7)2*(21,59-12,7)3)=0,6 МПа

Определяются потери давления в забойном двигателе.

Определяются потери давления в циркуляционной системе.

Рцс=Рм+Рбт+Рубт+Рд+Ркпубт+Ркпбт+Рзд=0,26+2.64+0,18+4,5+0,09+0,6+5=13,27 МПа

Давление Р = 17,9Мпа.

Определяется мощность на валу винтового двигателя Д2 - 195.

Определяется момент на валу винтового двигателя.



Определяется число оборотов.

Определяется коэффициент передачи мощности на забой.

к =Nзд/2* Nн = 139,7/(2*475)=0,15

2.10 Повышение качества цементирования кондукторов на енапаевском месторождении

Основные объемы бурения Березниковской экспедиции Пермского филиала 000 "БК Евразия" приходятся на территорию Соликамской депрессии, которая является структурным элементом Предуральского краевого прогиба. В настоящее время это наиболее перспективный, на поиски нефти и газа район Пермского края.

В центральной части Соликамской депрессии расположено Верхнекамское месторождение калийных солей (ВКМКС). Оно представляет из себя гигантскую линзовидную залежь, вытянутую с севера на юг на 200 км, шириной до 50 км и площадью 6.5 тыс. км2. Образование ВКМКС произошло в кун-гурском веке, общая мощность галогенных отложений достигает 750 метров. Здесь сосредоточено до 70% калийной, и 56% каменной солей от балансовых запасов России.

В пределах контура ВКМКС находится более 10 эксплуатируемых месторождений нефти, пробурено около 900 эксплуатационных и разведочных скважин и имеется 7 перспективных на нефть и газ структур.

Наличие такого уникального месторождения накладывает особый отпечаток на проведение буровых работ - необходим строгий контроль за соблюдением технологии бурения скважин. Технологией бурения предусмотрено:

бурение в интервале залегания солей на хлормагниево-фосфатном и полисолевом буровых растворах;

спуск технической (промежуточной) колонны;

для цементирования обсадных колонн, перекрывающих соляные отложения (кондуктор, техническая колонна) применяются тампонажые материалы на основе каустического магнезита

Согласно «Критериям качества крепления нефтяных скважин для оценки надёжности и долговечности защиты соляной толщи и обсадных труб от вод над- и подсолевого водоносных комплексов и техногенных процессов, обусловленных

ведением горных работ по добыче калийных солей и нефти на территории ВКМКС

(по поданным инструментального контроля методами акустической цементометрии), Пермь, 1999 г.» и «Временными требованиями, предъявляемыми к качеству строительства скважин в объединении Пермнефть, Пермь, 1998 г.» скважину считать пригодной для эксплуатации по назначению, если она отвечает приведенным ниже требованиям.

1. Защита от вод надсолевого комплекса. Кондуктором перекрывают все пресноводные горизонты, тампонажный раствор поднят до устья, уровень там-понажного материала за кондуктором по результатам геофизических замеров -не ниже 10 м от устья. В интервале от кровли продуктивной толщи ВКМКС до отметки на 80 м выше башмака кондуктора плотный контакт цементного камня со стенками скважины (горными породами) и обсадными трубами кондуктора и технической колонны суммарной длиной:

не менее 80 м - хорошо;

от 80 до 40 м - удовлетворительно;

менее 40 м - неудовлетворительно.

2 Защита от вод подсолевого комплекса. Тампонажный материал при цементировании технической колонны поднят до устья, уровень тампонажного материала за технической колонной по результатам геофизических замеров - не ниже 20 м от устья. В интервале от башмака технической колонны доля плотного контакта цементного камня со стенками скважины и обсадными трубами технической и эксплуатационной колонн составляет:

более 95% - хорошо;

от 95 до 50% - удовлетворительно;

менее 50% - неудовлетворительно.

3. Защита от техногенных процессов. В интервале от кровли верхнего пласта каменной соли до глубины 120 м ниже кровли подстилающей каменной соли доля плотного контакта цементного камня со стенками скважины и обсадными трубами технической колонны составляет :

более 60% - хорошо;

от 60 до 40% - удовлетворительно;

менее 40% - неудовлетворительно.

4. Наличие условий для оценки состояния крепи скважины за технической колонной методами акустической цементометрии. В интервале от башмака кондуктора до башмака технической колонны доля плотного контакта цементного камня с трубами в кольцевом пространстве между технической и эксплуатационной колоннами составляет:

более 90% - есть;

от 90 до 15% - частично;

менее 15% - нет.

В настояшее время одной из важнейших при креплении скважин на территории ВКМКС является задача повышения качества крепления кондукторов (т.е. обеспечение выполнения первого критерия). Это связано с одной стороны с наличием пресноводных водоносных горизонтов четвертичных и верхнепермских отложений уфимскою яруса, а с другой - с наличием соляной толщи ирен-ского горизонта кунгурского яруса (нижнепермские отложения).

При отсутствии надёжного (сплошного) контакта цементного камня одновременно и с металлом обсадных труб кондуктора и с породами, слагающими стенки скважины, создаются условия для проникновения пресных вод по за-колонному пространству в солесодержащую часть разреза. В результате процесса растворения солей происходит образование каверн значительного диаметра, что осложняет крепление технической колонны и, кроме того, в значительной степени влияет на качество крепления.

2.11 Краткая характеристика верхних интервалов, перекрываемых технической колонной

Фактический литолого-стратйграфический разрез представлен следующими породами:

интервал 0-80 метров - сложен переслаиванием пестроцветных аргиллитов, алевролитов, песчаников, глин, мергелей и известняков верхнепермского периода. Породы склонны к кавернообразованиям, обвалам, к ним приурочены зоны частичных и полных поглощений бурового раствора.

интервал 80-365 метров - сложен солями Верхнекамского месторождения калийных солей и состоит:

- переходной пачки, представленной двумя пропластками каменной соли и мергеля, толщиной 18 метров;

- покровной каменной соли, толщиной до 22 метров;

- продуктивной части, состоящей из двух пачек: сильвинито-карналлитовой, включающей 9 пластов калийно-магниевых солей, толщиной до 52 метров и силь-винитовой - представленной переслаиванием 6 сильвинитовых пластов и каменной соли, общей толщиной до 20 метров;

- подстилающей каменной соли, толщиной до 270 метров.

- интервал 365-1900 метров - сложен глинисто-ангидритовыми породами.

Анализ качества крепления кондукторов

В результате проведённого анализа заключений о качестве цементирования кондукторов на Енапаевском месторождении обнаружены случаи невыполнения первого критерия «Качества крепления нефтяных скважин...» при цементировании кондукторов.

Данный разрез Енапаевского месторождения характеризуется наличием пресного водоносного комплекса Иренского горизонта в интервале 40-80 метров и зоны ниже 90 метров, с эквивалентом градиента пластового давления а„л=1 и зоной поглощения в надсолевых отложениях с эквивалентом градиента пластового давления а„л=0,92, следовательно имеет место межпластовый переток. При этом интенсивность поглощения может достигать значений 120 м /ч. Глубина зон и их характеристики сильно отличаются друг от друга.

В подобных условиях ликвидация зоны поглощения существующими методами не дает ощутимого положительного результата, т.к. несмотря на отсутствие ухода промывочной жидкости во время бурения (после проведения изоляционных работ), в процессе цементирования, поглощение, а следовательно и межпластовый переток возобновляется в результате гидравлического разрыва пласта под действием давления, создаваемого столбом тампонажного раствора.

Следовательно, необходим новый подход к решению проблемы повышения качества цементирования кондукторов в вышеуказанных условиях. Решением проблемы является предлагаемый в проекте метод перекрытия водоносного горизонта путем увеличения глубины спуска направления, а также подготовка ствола скважины за счет снижения интенсивности флюидообмена между проницаемым пластом и тампонажным составом, повышения адгезии цемента к породе.

Характеристика качества крепления кондукторов.

(Первый критерий качества крепления нефтяных скважин для оценки надёжности и долговечности защиты...