Разработка технологии восстановления скважины Осташковичского месторождения бурением нового ствола

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

геологический месторождение скважина технический

Технология восстановления скважин методом бурения бокового ствола известна более полувека. В нашем белорусском регионе данным видом капитального ремонта скважин начали заниматься в конце 80-х годов, в деятельности цеха подземного и капитального ремонта скважин. За пять лет одной бригадой КРС, работающей на установке W-100DX, было пробурено шесть боковых стволов. Назвать это бурением было бы неверно. Производился капитальный ремонт скважины, находящейся в аварийном состоянии, без выполнения геологической задачи по приведению забоя в необходимую систему координат. Продолжительность такого ремонта составляла шесть и более месяцев. В ряде случаев, достигнув проектного забоя и освоив скважину, в продукции получали обводненность до 95-100%.

В 1996 году технология бурения вторых стволов стала на качественно новую ступень своего развития. Было создано специализированное управление по ремонту скважин (УПНП и РС), которое с первых дней своей деятельности поставило перед собой задачу выполнения квалифицированных работ в данном виде геолого-технических мероприятий (ГТМ).

В настоящее время по Припятскому прогибу число скважин, ликвидированных по геологическим, техническим и другим причинам, увеличивается и составляет порядка 600 штук, что говорит о перспективности предложенного направления.

Цель данной дипломной работы - разработка технологии восстановления скважины Осташковичского месторождения бурением нового ствола.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- изучение геологического строения Осташковичского месторождения;

- выбор метода восстановления скважины;

- обоснование параметров заложения второго ствола скважины;

- разработка рациональных параметров режима бурения;

- разработка технологии проводки и крепления нового ствола скважины;

- разработка технологических операций испытания скважины.

Учитывая высокую стоимость бурения скважины и создавшуюся большую зону пробела залежи месторождения, целесообразно использовать часть ствола скважины и запроектировать второй ствол и выбранную точку эксплуатируемого горизонта.

Нефтегазовые залежи Припятского прогиба приурочены, в основном, к девонским карбонатным и терригенным коллекторам, а также к верхнепротерозойским обломочным отложениям.

Характерным для них является сложное тектоническое и литологическое строение, высокая степень выработки извлекаемых запасов нефти (70-80%) и значительная обводненность добываемой продукции (70-85%) в наиболее крупных месторождениях.

Целесообразность бурения дополнительных стволов была и остается обусловленной тремя основными обстоятельствами:

- затраты на второй ствол в 2-3 раза ниже затрат на полную скважину;

- геологические и промысловые задачи решаются быстрее при бурении дополнительного ствола, чем при бурении полнообъемной скважины;

- зачастую новую скважину даже невозможно заложить из-за неблагоприятных поверхностных условий.

Геологическая задача для каждого дополнительного ствола при этом определяется, прежде всего, назначением пробуренного основного ствола скважины, причиной его ликвидации или вывода в бездействие и состоянием разработки соответствующей залежи

Учитывая высокую стоимость бурения скважины и создавшуюся большую зону пробела залежи месторождения, целесообразно использовать часть ствола скважины и запроектировать второй ствол и выбранную точку эксплуатируемого горизонта.

Для увеличения добычи нефти в начале 2011 г. пробурен боковой ствол из остановленной по технологическим причинам нагнетательной скважины 227.

Скважина 227s2 вскрыла отложения птичских слоев воронежского горизонта. По результатам интерпретации данных промыслово-геофизических исследований, коллектора выделены только в нижней части птичских слоев в интервале 3339,6-3347,4 м. Освоен интервал открытого ствола 3315-3350 м.

1. Геологическое строение Осташковичского месторождения нефти

1.1 Литологическая и стратиграфическая характеристика

В геологическом строении Осташковичского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя и кайнозоя.

Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяют ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя соленосная, межсолевая, верхнесоленосные - галитовая и глинисто-галитовая и надсолевая [1].

Породы кристаллического фундамента (AR+PR₁) представлены гранитами разнозернистыми, трещиноватыми серовато-бурого цвета; гранито-гнейсами серыми, темно-серыми, от мелкокристаллических до крупнокристаллических, трещиноватыми; диоритами.

Вскрытая толщина пород фундамента колеблется от 13 м до 662 м.

Подсолевая терригенная толщав ключает в себя верхнепротерозойские и девонские отложения, состоящие из витебско-пярнуского, наровского, старооскольского и ланского горизонтов (D₂vtb+pr, D₂nr, D₂st, D₃ln). Отложения залегают с угловым и стратиграфическим несогласием непосредственно на поверхности кристаллического фундамента.

Толща литологически представлена песчаниками пестроцветными разнозернистыми, кварцевыми, аргиллитами пестроцветными, реже с прослоями доломитов, а также алевролитами и глинами.

Окраска пород зеленовато-серая, коричневато-бурая, пестроцветная.

Толщина терригенной толщи представлена от 89 м до 344 м.

Подсолевая карбонатная толща сложена отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и кустовницких слоев евлановского горизонтов (D₃sr, D₃sm, D₃rch, D₃vr, D₃ev(ks)).

Отложения саргаевского горизонта залегают согласно на подсолевой терригенной толще и представлены доломитами серыми, темно-серыми, кварцевыми с прослоями известняков и ангидритов, в нижней части - переслаивание мергеля доломитового зеленовато-серого с доломитом коричневато-серым и единичными маломощными прослоями ангидрита темно-серого с коричневатым оттенком.

Толщина отложений изменяется от 37,3 м до 45,4 м.

Семилукский горизонт представлен доломитами серыми, коричневато-серыми, разнозернистыми, плотными, кавернозными, трещиноватыми, с прослоями известняка и местами с прослойками черного битуминозного вещества.

Воронежский горизонт сложен доломитами с прослоями известняков, реже ангидритов. Доломиты серые, перекристаллизованные, с мелкими трещинами, кавернозные. В кровли горизонта встречается известковый доломит и известняк доломитизированный. Известняк серый, зеленовато-серый, крупнозернистый.

Толщина горизонта колеблется от 54,3 м до 63,9 м.

Низы евлановского горизонта (кустовницкие слои) сложены переслаиванием доломитов, ангидритов, известняков, сульфатно-карбонатных и глинисто-сульфатных пород.

Толщина отложений равна 33,4-46,9 м.

Нижняя соленосная толща включает отложения евлановского (анисимовские слои) и ливенского горизонтов (D₃ev (an) + D₃lv). Толща имеет повсеместное распространение, сложена каменной солью, а также прослоями известняка, ангидрита, доломита. Характеризуется крайне неравномерной толщиной. Максимальная толщина вскрыта в пределах северной части площади - 300-452 м, уменьшение происходит к южному разлому - 149-105 м.

Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов согласно залегает на ливенских отложениях.

Домановичский горизонт (D₃dm) представлен мергелями темно-серыми, доломитисто-известковыми, плотными, массивными с линзовидными прослоями ангидритов, известняков зеленовато-серых, глин серых слабокарбонатных.

Толщина составляет 0-25 м.

Отложения задонского горизонта (D₃zd) несогласно залегают на домановичских. Разрез задонского горизонта сложен преимущественно карбонатными породами: известняками, доломитами, известняками доломитизированными и в незначительной степени - глинами, мергелями. Имеется прослой ангидрита. Среди известняков преобладают глинистые, переслаивающиеся с известняками микрозернистыми. Доломиты мелко-среднезернистые, крепкие, трещиноватые. В породах отмечается трещиноватость. Трещины заполнены кальцитом и доломитом.

Породы елецкого горизонта (D₃el) несогласно залегают на задонских отложениях. Литологически разрез елецкого горизонта сложен карбонатно-глинистыми и сульфатными отложениями: доломитами, известняками серыми с прослоями ангидритов.

Отложения петриковского горизонта (D₃ptr) несогласно залегают на нижележащих елецких и представлены известняками доломитистыми серыми, массивными, органогенными, мергелями доломитисто-известковыми неравномерно-глинистыми. В верхней части горизонта - ангидриты темно-серые.

Толщина межсолевых отложений 93,7-442 м.

Верхняя галитовая толща в составе лебедянского горизонта и найдовских слоев оресского горизонта (D₃lb+D₃or(nd)) несогласно перекрывает межсолевые отложения и сложена каменной солью с маломощными пластами несолевых пород, преимущественно известняков и ангидритов, реже мергелей, доломитов и глин.

Толщина галитовой толщи 214-1475 м.

Глинисто-галитовая верхнесоленосная толща сложена шатилковскими слоями оресского горизонта, стрешинским и нижнеполесским горизонтами (D₃or+str, D₃pl₁). Представлена глинисто-карбонатными породами с прослоями каменной соли и единичными маломощными прослоями калийной соли в верхней части.

Толщина глинисто-галитовой толщи изменяется от 250 м до 1681 м.

Надсолевая толща сложена верхнеполесскими отложениями, отложениями каменноугольной и пермской систем палеозойской эратемы, триасовой, юрской и меловой систем мезозойской эратемы, палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской эратемы. Представленакарбонатно-глинистыми и терригенными породами: глинами, мергелями, песчаниками, реже известняками и доломитами; писчим мелом с обуглившимися растительными остатками; ледниковыми образованиями: песками, песчано-гравийными отложениями, торфом.

Общая толщина надсолевых отложений 760-1769 м [1].

1.2 Тектоника Осташковичского месторождения нефти

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения осадочного чехла, залегающие на эродированной поверхности кристаллического фундамента.

Месторождение имеет сложное тектоническое строение. Здесь присутствуют элементы как разрывной, так и пликативной тектоники, связанные с движением блоков кристаллического фундамента и с проявлениями соляного тектогенеза. Особенности строения месторождения во многом определяются приуроченностью его к средней части Речицко-Вишанской ступени. Подсолевая и межсолевая продуктивные структуры расположены на гребне данной ступени. В осадочном чехле Осташковичской структуры по характеру и степени дислокаций выделяются три структурных этажа: нижний, средний и верхний [1].

Нижний структурный этаж соответствует платформенному этапу развития прогиба и охватывают подсолевые отложения, которые имеют преимущественно моноклинально-блоковые формы залегания с малоамплитудными разрывными нарушениями.

Подсолевой комплекс Осташковичского поднятия представляет собой моноклинально погружающийся на северо-восток блок пород вдоль регионального сброса, простирающегося с северо-запада на юго-восток. Структура ограничена тектоническими нарушениями простирающимися также с северо-запада и юго-востока. Поверхность девонских подсолевых отложений разбита сетью малоамплитудных сбросов, не оказывающих влияния на гидродинамическую связь внутри горизонтов.

По поверхности семилукского горизонта, месторождение имеет длину 10,6 км, ширину 1,12 км, высоту 170 м. Угол падения пород 5-11⁰.

Средний структурный этаж объединяет нижнесоленосные, межсолевые, верхнесоленосные девонские и каменноугольные отложения и соответствует авлакогеновому этапу развития Прогиба.

По поверхности межсолевых отложений структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания примыкающую с юга к зоне отсутствия межсолевых отложений и осложненную многочисленными сводами и тектоническими нарушениями, разделяющими структуру на северную и южную части. Размер складки

Субмеридиальные малоамплитудные разрывные нарушения, выявленные в подсолевом структурном плане, в строении межсолевых отложений не участвуют, так как они затухают в соленосных отложениях ливенского горизонта.

Внутрисолевая залежь лебедянского горизонта представлена в виде линзы неправильной формы, ограниченного со всех сторон условной линией отсутствия коллекторов.

Верхний структурный этаж включает мезо-кайнозойские отложения, соответствует позднеплатформенному этапу развития Припятского прогиба. Он характеризуется уменьшением степени дислоцированности пород, уменьшением амплитуды поднятия и выполаживанием углов падения пород вверх по разрезу. Палеогеновые и антропогеновые отложения залегают почти горизонтально. На рисунках 1.1 и 1.2 представлены структурная карта кровли воронежского горизонта и геологический разрез Осташковичского месторождения нефти.

1.3 Нефтегазоносность

Осташковичское месторождение расположено в северной части Припятского прогиба в пределах Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления, где промышленно-нефтеносными являются межсолевые и подсолевые отложения [1].На Осташковичском месторождении открыты 6 залежей нефти: саргаевская, семилукская, воронежская, елецко-задонская, петриковская, лебедянская.

Залежь саргаевского горизонта

Коллекторами нефти являются кавернозные, трещиноватые доломиты и известняки. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.

Залежь пластовая, тектонически и литологически экранированная с северо-запада, юго-запада и северо-востока. На крайнем северо-западном участке залежи границей является контур нефтеносности. Ведричская залежь состоит из двух участков, высота ее достигает на отдельных участках 150 м.

В сарьянских отложениях коллекторами нефти являются доломиты кавернозные, трещиноватые. Залежь пластовая, тектонически ограниченная с юго-запада и северо-запада. Границами участков является зона литологического замещения коллектора и частично линия ВНК.



Рисунок 1.1 Структурная карта кровли воронежского горизонта Осташковичского месторождения нефти



Рисунок 1.2 Геологический разрез Осташковичского месторождения нефти

Запасы текущие: категория С₁, геологические - 359 у. е., извлекаемые 57 у. е. Запасы: категория С₂, геологические - 319 у. е., извлекаемые 51 у. е.

Залежь семилукского горизонта

Коллекторами нефти являются доломиты кавернозные, трещиноватые и реже известняки. Нефтеносные пласты чередуются с плотными разностями карбонатных пород. Тип коллектора - каверно-порово-трещинный.

Залежь пластовая, тектонически-экранированная с северо-запада и юго-востока, на юго и юго-востока, на северо-востоке границей является контур нефтеносности (-3202 м).

Режим залежи упруго-водонапорный с поддержанием пластового давления.

Залежь разбита на блоки малоамплитудными поперечными нарушениями, которые не нарушают гидродинамическую целостность залежи и не влияют на ее разработку. Размеры залежи: 10,6 км х 1,19 км х 0,17 км.

Запасы текущие: категория А, геологические - 6723 у. е., извлекаемые 3160 у. е.

Залежь воронежского горизонта

Коллекторами нефти являются преимущественно доломиты кавернозные, трещиноватые, пористые, реже известняки. Тип коллектора - порово-каверно-трещинный.

Залежь пластовая, тектонически-экранированная с северо-запада и юго-востока, на северо-востоке границей является контур нефтеносности (-3202 м) и зона литологического замещения коллектора. Залежь разбита на блоки малоамплитудными поперечными нарушениями. Режим залежи упруго-замкнутый. Размеры залежи: 10,5 км х 1,5 км х 0,23 км.

Запасы текущие: категория А, геологические - 4222 у. е., извлекаемые 1296 у. е.

Залежь елецко-задонского горизонта

По литологическому составу в разрезе продуктивной пачки установлено наличие двух литологических толщ: верхней, известняково-доломитовой, имеющей развитие в северной части структуры, и нижней, доломитовой, распространяющей в центральной и южной частях структуры.

Известняки пачки микрозернистые, массивные, крепкие, участками доломитизированные, трещиноватые с редкими прослоями доломитов, содержание которых по площади и мощности неравномерное. Содержание известняков в пачке колеблется от 66 до 100%.Нефтепроявления отмечаются исключительно в доломитах и доломитизированных известняках.

Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Водонефтяной контакт принят на отметке - 2602 м.

Режим залежи - упруго-водонапорный с приконтурным, с законтурным и очаговым вытеснением.

Тип залежи массивно-пластовая, в западной части с литологическим ограничением. Максимальные толщины составляют 100-130 м.

Запасы текущие: категорияА, геологические - 66403 у. е., извлекаемые 29882 у. е.

Залежь петриковского горизонта

Коллекторами нефти являются каверново-порово-трещинные доломиты. Залежь нефти петриковского горизонта представлена в виде линз, ограниченных с юга зоной отсутствия межсолевых отложений и разломом, пересекающим межсолевую структуру с севера-запада на юго-восток, с остальных сторон гарницей является зона отсутствия коллекторов. Тип залежи - пластовая, литологически и стратиграфически экранированная. ВНК установлен на абсолютной отметке - 2602 м.

Запасы текущие: категория С₁, геологические - 1767 у. е., извлекаемые 354 у. е.

Внутрисолевая залежь лебедянского горизонта

Представлена в виде поля неправильной формы, ограниченного со всех сторон линией отсутствия коллекторов. Стратиграфически залежь приурочена к ниже- и верхезалесским слоям и боричевским отложениям. Тип залежи - пластовая, литологически ограниченная.

Тип коллектора - порово-каверново-трещинный.

Запасы текущие: категория С₁, геологические - 3132 у. е., извлекаемые 407 у. е. [1].

2. Технология зарезки и проводки бокового ствола скважины №227S2 Осташковичского месторождения

2.1 Обоснование выбора конструкции скважины

Скважина №227 закончена бурением 02.09.1996 г. Состояние скважины на момент забуривания бокового ствола:

1. Проектный горизонт: воронежский

2. Техническая колонна: Ш324 мм 0-220 м цемент до устья

Ш245 мм 0-2152 м цемент до устья

Ш194 мм 2051 - 3223 цемент в интервале спуска

3. Эксплуатационная колонна: Ш168 х 140 мм 0-1997-3300 м цемент 1779 м от устья

4. Хвостовик: Ш102 мм 2580 - 3329 м цемент до устья

5. Открытый ствол Ш83 мм 3329 - 3350 м

Таблица 2.1. Технические характеристики эксплуатационной колонны Ш168 х 140 мм

Технические характеристики э/колонны Ш168
Кровля, м	Подошва, м	Толщина стенки, мм	Внутренний Ш э/к, мм	Группа прочности
60	88,4	10,6	146,8	Д
88,4	1172,11	8,9	150,2	Д
1172,11	1618,39	10,6	146,8	Д
1618,39	1876,49	12,1	143,8	Д
1876,49	1997	10,6	146,8	Е
Технические характеристики э/колонны Ш140
1997	3300	10,54	118,92	Р-110

Состояние скважины:

1. Тип фонтанной арматуры: АФК 3-65 х 21

2. Pпл. на гл. кровли D₃vr 3329 м (3166 м кровля D₃vr по верт.) - 20,0 МПа (ГТН от 12.08.10 г.)

3. Плотность пластовой нефти D₃vr 652 кг/м³, Г.Ф.= 229м³/т

4. Состояние ствола скважины: чистый.

5. Ожидаемое давление на устье в пересчете на пл. нефть D₃vr - 4,7 МПа.

6. Скважина заполнена буровым раствором плотностью г=1480 кг/м³.

7. Способ эксплуатации до ремонта: контрольная.

8. Засоренность ствола скважины: чистый

9. На устье смонтирован превентор «Шаффер» и опрессован при помощи УОП-2 на 15 МПа.

Бурение бокового ствола скважины №227s2 Осташковичская намечено в восточной части структуры Осташковичского месторождения с целью эксплуатации нефтяной залежи воронежского горизонта.

Скважина выдана для наклонно-направленного бурения по азимуту 187? с отходом 390 м от устья скважины на кровлю стреличевских слоёв воронежского горизонта.

Допустимое отклонение от проектного положения 50 м.

В интервале 2660-2730 м установлен опорный цементный мост. Мост встречен на глубине 2691 м, испытан нагрузкой 10т, гидравлической опрессовкой на Р=17МПа, признан прочным и герметичным и подбурен до глубины 2730 м.

В интервале 2660-2680 м установлен клиновый отклонитель типа КОП-115ПФ «Биттехника».

Ствол скважины 227s2 Осташковичская забуривается на глубине 2680 м через две обсадные колонны диаметрами: D 140 мм и D 194 мм с разворотом по азимуту (Д.У.) вправо от 129^о до 248^о и набором зенитного угла от 7,8^о до 43,2^о; смещение от точки зарезки до проектной точки 331 м на глубину 3329 м по стволу (3166 м по вертикали).

В таблице 2.2 представлена конструкция скважины 227s2 [26].

Таблица 2.2. Конструкция скважины

Название колонны	Диаметр, мм	Интервал спуска, м
		по вертикали	по стволу
		от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
Кондуктор	324			0	220
Промежуточная	245			0	2152
Потайная	194			2051	3223
Эксплуатационная	168х140			0	3300
Эксплуатационная - «хвостовик»	102	2543	3166	2580	3329
Открытый ствол	83	3166	3181	3329	3350

2.2 Расчет профиля скважины №227s2 Осташковичская

Профили подразделяются на два основных вида: пространственный и плоскостной. Плоскостной профиль предполагает построение профиля в одной плоскости. Расчет профиля скважины включает:

- интервалы бурения с отклонителем, интервалы корректировки профиля, радиусы искривления, размеры диаметра круга допуска;

- величина смещения, глубина проектной точки по вертикали и по стволу скважины;

- мощности стратиграфических горизонтов по вертикали и по стволу скважины, величины зенитных углов в начале и в конце стратиграфических горизонтов.

Исходные данные для расчета профиля

Исходя из местоположения точки входа в продуктивный пласт, заданного её смещения относительно устья скважины, направления и конфигурации существующей траектории основного ствола, проектируется траектория бокового ствола, с таким расчетом, чтобы его длина была минимальной и не превышала 1000-1100 м.

При этом учитывается техническое состояние основного ствола по условиям целостности эксплуатационной колонны и прохождения в ней компоновки низа бурильной колонны (КНБК) до предполагаемого места вырезания окна.

Основные данные по скважине №227s2 Осташковичская:

- Цель бурения - восстановление скважины;

- Проектный горизонт - воронежский;

- Проектная глубина - 3350 м;

- Вид скважины - наклонно-направленный;

- Тип профиля - 3-х интервальный;

- Азимут бурения, град (от устья) - 187 (дирекционный угол 193^о);

- Проектное отклонение скважины, м (от устья) - 390 (на кровлю D3vr (pch));

- Способ бурения - ВЗД - роторный;

- Допустимое отклонение ствола скважины от проектного положения -50 м.

Буровое оборудование

- Установка для ремонтно-восстановительных работ	TD-125
- Насосы	8-Р-80
- Ротор	MRL - 205
- Привод лебедки	гидравлическая
- Двигатели	Caterpillar С15-ACERT
- Противовыбросовое оборудование	Упетром 180/35
- Оборудование устья скважины	ОКК1-21-168х245

Для разработки проекта профиля необходимо также иметь:

- стратиграфическую разбивку геологического разреза по вертикали;

- угол и азимут падения пород в зоне проводки ствола скважины;

- величину и направление смещения;

- величину диаметра круга допуска и название горизонта, на который проектируется смещение;

- конструкцию скважины;

- выкопировки из структурных карт по кровле верхнесоленосных, межсолевых и проектных горизонтов подсолевых отложений с расположением устьев и забоев проектной и соседних скважин.

На основании этих документов разрабатывается также геолого-технический наряд (ГТН) на ремонтно-восстановительные работы по скважине №227s2 (см. глава 2.4).

В нашем случае боковой ствол рационально забурить на глубине 2680 м, так как искривление по азимуту и по зенитному углу будет наиболее оптимальным, исходя из условия обеспечения минимальной кривизны траектории ствола скважины.

Ствол скважины 227s2 забуривается на глубине 2680 м через две колонны D 140 мм и D 194 мм с разворотом по азимуту (Д.У.) вправо от 129^о до 248^о и набором зенитного угла от 7,8^о до 43,2^о; смещение от точки зарезки до проектной точки 331 м на глубину 3329 м по стволу (3166 м по вертикали). Точка зарезки бокового ствола в магнитной системе координат: H=2680 м; С_Ю: -201,9; З_В: 225,0.

Глубина спуска «головы» хвостовика определяется глубиной спуска ЭЦН с учетом перекрытия окна в обсадной колонне 100 -150 м.

Расчётная схема профиля

Принятая для реализации расчетная схема тангенциального профиля бокового ствола представлена на рисунке 2.1.



Рисунок 2.1. Вертикальная проекция направленной скважины

В соответствии с принятой расчетной схемой, - расчет профиля и радиуса искривления производим по следующим формулам и методике [1,5]:

1. Для первого вертикального участка - l₁ = H_в

2. Для второго участка (интервал интенсивного набора зенитного угла):

Необходимое значение максимального зенитного угла находим по формуле:

, (2.1)

где R - радиус искривления 2-го участка ствола, м;

А - смещение забоя от вертикали, м;

Н - интервалы глубин по вертикали скважины, м.

Длина второго участка - l₂= 0,0174Ra;

Горизонтальная проекция - a = R (1-cos б)

Вертикальная проекция - h = R sin б

3. Для третьего участка (интервал прямолинейный наклонный):

Длина третьего участка - l₃ = H?/cosб

Горизонтальная проекция - A? = H?tg б

Вертикальная проекция - H? = H₀ - (Hв + h)

4. Для всего интервала бурения:

Длина ствола скважины - L = l₁ + l₂+l₃

Горизонтальная проекция - A = a + A?

Вертикальная проекция - H₀ = Hв + h + H?

Радиус искривления направленной скважины должен быть по возможности минимальным, чтобы сократить до предела интервал, в котором необходимо работать с отклоняющим инструментом и навигационными приборами. Однако при этом должны быть соблюдены следующие основные ограничения:

1. Интенсивность искривления в обычном случае не должна превышать 1,8°/10 м проходки.

2. В любом интервале бурения должна обеспечиваться достаточная осевая нагрузка на долото.

3. Должно быть исключено образование желобов в искривленных интервалах ствола скважины. Это условие может быть количественно оценено величиной давления замков на стенки ствола скважины:

R > 12P/Q, (2.2)

где P - осевое усилие, действующее на бурильные трубы;

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

12 - средняя длина половины бурильной свечи.

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

4. Бурильная колонна при любых работах в скважине не должна испытывать напряжения, превышающие предел текучести материала бурильных труб у_т:

R > dE / (2у_т), (2.3)

где d - наружный диаметр бурильных труб;

E - модуль Юнга.

5. При спуске забойного двигателя через искривленные участки ствола скважины напряжения, возникающие в корпусе забойного двигателя, не должны превышать предела текучести его материала:

R > 0,25 L²_j [0,74 (D - d_i) - K], (2.4)

где L_j, d_i - соответственно длина и наружный диаметр забойного двигателя;

D - диаметр долота;

K - зазор, выбираемый на основании геологических условий (K = 0 для твердых пород, K = 0,003-0,006 м для мягких и средних).

При спуске обсадных колонн трубы не должны испытывать напряжения, превышающие предел текучести их материала. Это требование обеспечивается при условии

R > E_кd_т / (2у_т), (2.5)

где E_к, у_т - соответственно модуль Юнга и предел текучести материала обсадных труб;

d_к - наружный диаметр обсадной колонны.

6. В эксплуатационную колонну должны свободно спускаться и располагаться без деформаций глубинные приборы, погружное оборудование и устройства для ремонта и эксплуатации скважин.

Для обеспечения этого требования необходимо соблюдать следующее условие:

R > L²/[8 (d_в - d_н - k)], (2.6)

где L - длина спускаемого в колонну погружного устройства;

d_в - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

d_н - диаметр спускаемого в колонну погружного устройства; k - зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом спускаемого в колонну погружного устройства (в большинстве случаев можно принять k = 0,0015-0,003 м).

Выбранный на основании приведенных выше ограничений радиус искривления ствола скважины увеличивают на 5-10% из-за ожидаемых ошибок реализации проектного решения. Значение радиуса искривления корректируют на основании сравнения осевого усилия, возникающего при подъеме бурильной колонны из искривленной скважины, с допустимым его значением для данной бурильной колонны и буровой установки [8,9].

Построение горизонтальной проекции направленной скважины вручную выполняют на миллимитровой бумаге следующим образом. Сначала наносят точку, обозначающую устье скважины, затем с помощью транспортира из этой точки проводят луч в направлении проектного азимута и откладывают на нем в принятом масштабе отрезок, равный длине отклонения забоя от вертикали, проходящей через устьевую точку. Из конца этого отрезка, обозначающего проектный забой скважины, в том же масштабе проводят окружность, ограничивающую допуск на отклонение забоя от проектной цели. Из устьевой точки проводят две касательные к построенной окружности (границы возможного отклонения фактической траектории ствола от проектной).

На этом же листе миллиметровой бумаги строят вертикальную проекцию скважины в прямоугольной системе координат. На вертикальной оси от начала координат вниз в масштабе, принятом для вертикальной проекции, откладывают отрезок, равный глубине наклонной скважины по вертикали. Затем наносят интервалы отдельных участков профиля, которые предварительно вычислены по приведенным выше формулам. Прямолинейные участки траектории сопрягают друг с другом дугами окружностей с расчетными радиусами искривления ствола скважины.

Проектный профиль скважины №227s2 Осташковичская рассчитан поинтервально по следующей схеме:

1. 0 - 2680 м - ствол скв. №227 Осташковичская

2. 2680-2920 м - наклонно кривой участок с набором зенитного угла от 7,7 до 43,2 град. и с выходом на азимут от 129^о до 248^о град.;

3. 2920 - 3350 м - наклонно прямой участок (участок стабилизации) - без изменения значений зенитного и азимутального угловых параметров.

Всего получилось 3 интервала проектного профиля с суммарным смещением 325 м от места забуривания скважины на кровлю воронежского горизонта.

В соответствии с описанной выше методикой, с использованием комьютерной программы фирмы «Шлюмберже» по критерию минимальной кривизны (по Лубинскому) - произведен расчет и построение проектных профилей скважины №227s2 Осташковичская. Результаты расчетов представлены в таблице 2.3. Графическое построение профиля бокового ствола в вертикальной и горизонтальной проекциях для скважины 227s2 Осташковичской площади представлено соответственно на рисунках 2.2. и 2.3.



Рисунок 2.2. Проектный профиль бурения второго ствола на скважине №227 Осташковичского месторождения. Вертикальная проекция



Рисунок 2.3. Проектный профиль бурения второго ствола на скважине №227 Осташковичская месторождения. Горизонтальная проекция

Таблица 2.3. Проектный профиль бурения скважины №227s2 Осташковичская месторождения

Comments	по стволу (м)	угол (°)	Д.У. (°)	по верт. (м)	смещение (м)	N/-S (м)	E/-W (м)	интенсив. (°/10 м)	Northing (m)	Easting (m)
Точка зарезки	2680,0	7,7	129,0	2643,2	0,0	-224,3	202,6	0,4	5812476,2	288034,2
	2690,0	8,7	129,0	2653,1	-0,6	-225,2	203,7	1,0	5812475,3	288035,3
	2700,0	9,7	129,0	2663,0	-1,2	-226,2	205,0	1,0	5812474,2	288036,5
	2710,0	10,7	129,0	2672,8	-2,0	-227,3	206,4	1,0	5812473,1	288037,9
	2720,0	11,7	129,0	2682,6	-2,8	-228,6	207,9	1,0	5812471,9	288039,4
Точка зарезки	2730,0	12,7	129,0	2692,4	-3,6	-229,9	209,5	1,0	5812470,6	288041,1
	2740,0	11,3	138,9	2702,2	-4,3	-231,3	211,0	2,5	5812469,1	288042,6
	2750,0	10,4	151,2	2712,0	-4,6	-232,9	212,1	2,5	5812467,6	288043,6
	2760,0	9,9	165,2	2721,9	-4,5	-234,5	212,8	2,5	5812466,0	288044,3
	2770,0	10,1	179,6	2731,7	-3,9	-236,2	213,0	2,5	5812464,3	288044,5
	2780,0	10,8	192,8	2741,5	-2,9	-238,0	212,8	2,5	5812462,5	288044,3
	2790,0	12,0	203,9	2751,3	-1,5	-239,8	212,2	2,5	5812460,6	288043,7
	2800,0	13,6	212,6	2761,1	0,3	-241,8	211,1	2,5	5812458,7	288042,6
	2810,0	15,4	219,5	2770,8	2,5	-243,8	209,6	2,5	5812456,7	288041,2
	2820,0	17,4	224,9	2780,4	5,2	-245,9	207,7	2,5	5812454,6	288039,3
	2830,0	19,5	229,2	2789,9	8,2	-248,0	205,4	2,5	5812452,4	288036,9
	2840,0	21,7	232,7	2799,2	11,7	-250,3	202,7	2,5	5812450,2	288034,2
	2850,0	23,9	235,5	2808,4	15,5	-252,5	199,5	2,5	5812447,9	288031,1
	2860,0	26,2	237,9	2817,5	19,7	-254,8	196,0	2,5	5812445,6	288027,5
	2870,0	28,5	240,0	2826,4	24,3	-257,2	192,0	2,5	5812443,2	288023,6
	2880,0	30,9	241,7	2835,1	29,2	-259,6	187,7	2,5	5812440,8	288019,2
	2890,0	33,2	243,2	2843,5	34,5	-262,1	183,0	2,5	5812438,4	288014,5
	2900,0	35,6	244,6	2851,8	40,2	-264,6	177,9	2,5	5812435,9	288009,5
	2910,0	38,0	245,8	2859,8	46,2	-267,1	172,5	2,5	5812433,4	288004,0
	2920,0	40,4	246,9	2867,5	52,5	-269,6	166,7	2,5	5812430,8	287998,2
	2930,0	42,8	247,8	2875,0	59,1	-272,2	160,6	2,5	5812428,3	287992,1
Конец ориентирования	2931,4	43,2	248,0	2876,1	60,1	-272,5	159,7	2,5	5812427,9	287991,2
	2940,0	43,2	248,0	2882,3	65,9	-274,7	154,2	0,0	5812425,7	287985,7
	2950,0	43,2	248,0	2889,6	72,8	-277,3	147,9	0,0	5812423,1	287979,4
	2960,0	43,2	248,0	2896,9	79,6	-279,9	141,5	0,0	5812420,6	287973,1

Подбор компоновок для зарезки и бурения согласно профилю

Управление искривлением вторых стволов осуществляется как активными компоновками низа бурильной колонны (КНБК с отклонителем), так и неориентируемыми (КНБК без отклонителя). При этом направление ствола и контроль его угловых и азимутальных параметров производится с помощью телеметрических систем [1,3,4].

Проходка ствола скважины должна осуществляться по проектному профилю.

Тип КНБК выбирается в зависимости от функционального назначения отдельного интервала ствола, от расчета профиля на бурение, от геологической характеристики разреза, и особенно от угла и направления падения горных пород. В этом случае необходимо учитывать следующие факторы:

- при бурении по восстанию горных пород наблюдается тенденция к увеличению зенитного угла;

- при бурении по падению горных пород - уменьшение зенитного угла;

- при бурении пологозалегающих пород основное влияние на изменение искривления ствола оказывает тип КНБК.

Выбор КНБК производится на основании опыта бурения скважин Светлогорским УБР, Речицким УПНП и РС, а также результатов НИР, проведенных БелНИПИнефть, а также исходя из проектной траектории бокового ствола и конкретных геолого-технических условий. Выбранная КНБК должна обеспечивать реализацию проектной траектории ствола скважины, безаварийное выполнение работ при значительных смещениях забоя скважины относительно устья [17,18].

1. По рекомендации лаборатории технологии бурения и восстановления скважин забурка планируется с клинового отклонителя. В интервале зарезки бокового ствола (2680-2730 м) берем компоновку с применением ротора:

- долото - 114,3

- переводник;

- КС - 114,3;

- УБТС-89-110 м;

- бурильные трубы 73 мм

2. Для бурения наклонно кривого участка в интервале 2730-2930 м с интенсивно увеличивающимся зенитным углом и азимутом выбираем следующую компоновку с применением винтового забойного двигателя типа ДР-95 с регулируемым углом перекоса осей:

- долото - 114,3;

- КС - 114,3;

- ДР-95 с ПО 1,5 -2°;

- СТТ - 108 МГ1;

- бурильные трубы.

3. Для бурения наклонно прямого участка с постоянным зенитным и азимутальным углами в интервале 2930-3329 м используем компоновку с применением винтового забойного двигателя:

- долото - 114,3;

- КС - 114,3;

- ДР-95;

- УБТС-89-36 м;

- бурильные трубы.

4. Для бурения наклонно прямого участка с постоянным зенитным и азимутальным углами в интервале 3329 - 3350 м следует применять компоновку с применением винтового забойного двигателя:

- долото -83;

- 2Д-76;

- бурильные трубы ПН - 60х7, БН-73х9, ПН - 89 х 9.

2.3 Подбор рациональных параметров режима бурения

Основными факторами, определяющими выбор способа бурения являются конструкция скважины, профиль ствола скважин (вертикальный или наклонный) а также физико-механические свойства пород, подлежащих разбуриванию.

Перед подбором рациональных параметров режима бурения были тщательно изучены физико-механические свойства пород, стратиграфия, тектоника района, в котором предполагается бурить скважину, а также произведен тщательный анализ параметров режима бурения для аналогичных интервалов на Осташковичской площади. [ГТН, РТК, проекты на бурение, отчеты БелНИПИ, промысловые материалы.]

Для разработки рациональных параметров режима бурения были установлены зоны возможных осложнений (нарушение целостности колонны, выбросы, поглощения бурового раствора, и др.), определены пластовые давления продуктивных горизонтов, была изучена возможность самопроизвольного искривления ствола скважины и профилактические меры, ранее предусматривавшиеся против искривления, а также влияние эффективности этих мер.

Для минимизации износа обсадной колонны, из которой бурится боковой ствол, предпочтительно применение винтовых забойных двигателей. Бурение в интервале 2730 - 3329 м планируется с использование винтовых забойных двигателей ДР-95. Следует отметить работу винтовых двигателей типа ДР-95 при проводке наклонно направленной скважины с большим зенитным углом. Они неплохо себя зарекомендовали при эксплуатации как устройства, обеспечивающие набор параметров кривизны, так и при проводке прямолинейных участков траектории ствола скважины [26,27].

Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения [7,10]. К числу таких параметров режима бурения относятся:

- осевая нагрузка на долото, Pд, т

- частота вращения долота, n, об/мин

- количество прокачиваемого раствора, Q, л/с

- качество бурового раствора (плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига, процент содержания песка, плотность фильтрата и др.).

Параметры режима взаимосвязаны, и наибольшая эффективность бурения достигается лишь при оптимальных сочетаниях этих параметров, которые зависят прежде всего от свойств разбуриваемой породы и конструкции долота.

При турбинном бурении основным параметром режима бурения является количество прокачиваемого бурового раствора Q. Осевая нагрузка на долото Pд находится в зависимости от количества прокачиваемого бурового раствора Q, т.е. Рд =¦ (Q). Число оборотов долота в турбинном бурении переменно и зависит от количества прокачиваемого бурового раствора (Q) и осевой нагрузки (Рд), т.е. n = ¦ (Q; Рд). При роторном бурении имеется возможность индивидуального изменения любого параметра режима бурения; при этом остальные параметры не изменяются.

Эффективность того или иного сочетания способа бурения и типа долота определяется расчетным путем, из условия получения минимума эксплуатационных затрат на 1 м проходки, используя для сравнения фактические показатели работы различных типов породоразрушающих инструментов [7] при том или ином способе бурения по соседним скважинам.

Поскольку в процессе механического бурения одновременно происходит разрушение породы и изнашивание долота, то эффективность этого процесса зависит, как от способности долота разрушать породу, так и от его износостойкости.

Относительная способность долота разрушать породу характеризуется текущей механической скоростью.

Износостойкость долота характеризуется продолжительностью работы долота и интенсивностью падения механической скорости во времени, она также может характеризоваться скоростью износа опор долота и скоростью износа его вооружения.

Выбор оптимальных типов долот осуществляется поинтервально для каждой конкретной скважины на основе анализа промыслового материала по ранее пробуренным близлежащим скважинам, применительно к сходным геолого-техническим условиям. При этом стратиграфический разрез по скважине детально расчленяется на пачки по буримости с привязкой к глубинам проектируемой скважины.

Бурение скважины №227s2 - Осташковичской площади планируется долотами (4 1/2» XR30 и 3 1/4» Ti3105C) бурильными, оснащенными сверхтвердыми композиционными материалами, и долотом БИТ 114,3 ВТ 610 Н (таблица 2.4).

Вскрытие продуктивного горизонта осуществляется долотами малого диаметра типа 3 1/4» Ti3105C.

Таблица 2.4. Типы долот для скважины №227s2 - Осташковичская

Колонна	Способ бурения	Интервал, м.	Мощ- ность, м	Тип долота	Осевая нагрузка, кН
		от	до
эксплуатационная	ротор	2680	2685	5	вырезание «окна»	30-40
«хвостовик» D 102 мм	ротор	2680	2730	50	4 1/2» XR30
	ВЗД	2730	2930	200	БИТ 114,3 ВТ 610 Н
	ВЗД	2930	3045	115	БИТ 114,3 ВТ 610 Н
	ВЗД	3045	3120	75	БИТ 114,3 ВТ 610 Н
	ВЗД	3120	3170	50	БИТ 114,3 ВТ 610 Н
	ВЗД	3170	3329	159	ВЗД
открытый ствол D 83 мм	ВЗД	3329	3350	21	3 1/4» Ti3105C	10-20

Как видно из расчетной таблицы 2.4 для долот, работающих в интервалах от 2680 м до 3329 м, оптимальной нагрузкой на долото, при которой рейсовая скорость будет максимальной является 30-40кН. Эта величина была получена на основе анализа работы долот в аналогичных геологических условиях.

При бурении шарошечными долотами с увеличением скорости вращения, уменьшается глубина разрушения за один оборот [7,10].

В тоже время увеличение скорости вращения ведет к увеличению числа поражений забоя зубцами шарошек, скорости ударов зубцов о породу; эти и некоторые другие факторы увеличивают эффективность работы долота, но резко сокращают его долговечность износостойкость.

При бурении в хрупких и пластично-хрупких горных породах с небольшим коэффициентом пластичности теоретически возможный максимум скорости бурения достигается при очень высокой скорости вращения (несколько тысяч оборотов в минуту), а для пород высокопластичных и особенно для пород, не дающих общего хрупкого разрушения, максимальная механическая скорость достигается при небольших скоростях вращения.

Проектирование режима промывки осуществляется из условий допустимой нагрузки на буровые насосы и обвязку буровой установки, а также реализации оптимальной гидравлической мощности на долоте для разрушения горных пород, очистки забоя и вооружения долота от выбуренной породы и обеспечения равномерной по стволу скважины транспортировки шлама на поверхность [10]. При использовании винтового забойного двигателя - необходим режим, обеспечивающий максимальную гидравлическую мощность на ВЗД [7].

При постоянной осевой нагрузке и скорости вращения с увеличением количества бурового раствора, подаваемого на единицу площади забоя скважины, механическая скорость проходки увеличивается.

Увеличение количества раствора, подаваемого на забой, независимо от природы и свойств промывочного агента, свойств разбуриваемых пород и модели долота, всегда ведет к увеличению проходки на долото.

При Q > (0,057-0,065)·F_заб, л/с. h = f(Q) растет настолько незначительно, что практического значения почти не имеет.

Скорость истечения потока жидкости из отверстия долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважины способствует увеличению скорости бурения.

С увеличением скорости истечения бурового раствора из долотных насадок, улучшается очистка забоя скважины, а следовательно, увеличивается механическая скорость бурения.

Наилучшие результаты работы долот достигаются, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя; в противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту [19]. Чистота забоя скважины, а следовательно, и механическая скорость проходки зависит от качества бурового раствора. Очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама лучше удаляются при вязких растворах. Увеличение плотности, увеличивает подъемную способность глинистых растворов.

Но из опыта бурения следует, что с уменьшением плотности раствора механическая скорость проходки на долото увеличивается.

С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению увеличивается, следовательно, показатели бурения ухудшаются.

Качество бурового раствора - один из параметров режима бурения и он существенно влияет на скорость и успех проводки скважины.

Буровые растворы осуществляют в скважинах ряд функций:

- гидродинамические функции: очистка скважины от обломков выбуренно...