Вскрытие продуктивных пластов бурения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вскрытие продуктивных пластов бурения



Содержание

Введение

1. Исходные данные для проектирования

2. Общие сведения о районе буровых работ

3. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайше пятилетие

4. Основные сведения о геологическом строении месторождения, газонефтеводоносности, степени геологичнской изученности, горногеологических условиях бурения скважин

5. УНИРС

5.1 Бурение наклонно-направленных скважин скважин с применением регулируемого забойного двигателя ДР-176

5.2 Бурение вертикального участка с применение ДР-176

5.3 Бурение ориентируемыми компоновками с ДР-176

5.4 Бурение неориентируемыми компоновками с ДР-176

5.5 Порядок измерений инклинометром траектории ствола скважины

5.6 Опыт бурения продуктивного пласта с использованием винтовых забойных двигателей

Вывод

6. Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

7. Обоснование выбора типа промывочной жидкости и свойств её для бурения различных интервалов проектной скважины

8. Обоснование выбора способов бурения по интервалам глубин, разработка режима бурения проектной скважины и выбор гаммы долот

9. Выбор и расчёт компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов

10. Обоснование выбора реагентов для химической обработки и материалов для приготовления и регулирования свойств промывочной жидкости

11. Гидравлический расчёт промывки скважины по интервалам глубины

12. Обоснование выбора оборудования для бурения проектной скважины и разработка плана размещения его и обвязки

13. Обоснование выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения оси скважины, свойств промывочной жидкости и состояния скважины

14. Безопасность и экологичность проекта

15. Экономическая оценка работы

Заключение

Список использованных источников

Графический материал



Введение

Процесс вскрытия продуктивных пластов бурения является одной из основных технологических операции, от которой зависит качество испытания и продуктивность горизонтов. Получение потенциально возможных притоков нефти и газа, достоверной информации о характере насыщенности и коллекторских свойствах пластов на стадии поисково-разведочного и эксплуатационного бурения во многом определяется соответствием типов и свойств буровых растворов условиям первичного вскрытия пластов, надежностью их разобщения. Несмотря на достаточно высокий уровень современной технологии закачивания нефтяных скважин, вопрос снижения их продуктивности в результате отрицательного воздействия буровых растворов является актуальным. В особенности это касается месторождений с низкими пластовыми давления ми и низкими коллекторскими свойствами, к которым можно отнести ряд месторождений Татарстана. Качественные вскрытие нефтяных пластов сопряжено с рядом проблем, обусловленных различиями залегания продуктивных горизонтов и ограниченностью технологических решений эффективного закачивания скважин в данных условиях.

Перспективным направлением снижения отрицательного воздействия бурового раствора на проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) считается применение буровых растворов с высокой кольматирующей (экранирующей) способностью. Высокая эффективность таких систем определяется возможностью формировать в процессе фильтрации неглубокую (снимаемую перфорацией) зону кольматации и тонкую прочную фильтрационную корну, которые должны быть слабопроницаемы для фильтрата. Формируемый в приствольной зоне защитный слой способствует предотвращению глубокого проникновения в пласты фильтратов буровых и тампонажных растворов и тем самым повышению качества их разобщения.

Проблема предотвращения загрязнения пластов на этапе цементирования должна быть решена в процессе бурения путем применения оптимальных составов буровых растворов с высокой кольматирующей и коркообразующий способностью. В сочетании с мероприятиями по ограничению фильтрации тампонажных растворов это позволит улучшить разобщении продуктивных пластов.

В этой связи актуальным является исследования влияния фильтрационных потоков на формировании экрана, противодействующего проникновению дисперсной фазы и дисперсной среды в поровую структуру проницаемых пластов, что позволяет обосновать создание на этой основе принципов разработки специальных рецептур буровых растворов.

Актуальность темы:

Одним из важнейших условий качественного разобщения пластов являются минимальная осложненность ствола скважины кавернами.

Кавернообразованию подвержены неустойчивые глинистые породы (аргиллиты, глинистые сланцы) верейского, тульского, бобриковского и кыновского горизонтов.

Основной причиной интенсивного кавернообразования в интервалах неустойчивых пород является эрозионное разрушение стенки скважины турбулентным потоком промывочной жидкости. При ламинарном режиме течения этого не происходит.



1. Исходные данные для проектирования

Таблица 1.1 - Исходные данные для проектирования

№	Наименования	Значения
1	Площадь (месторождение)	Дмитреевское
2	Номер скважины	2307
3	Назначение скважины	эксплуатация
4	Проектный горизонт	пашийский
5	Продуктивный пласт	Д1
6	Альтитуда ротора, м	309
7	Пластовое давление, МПа	18
8	Абсолютная отметка, м
	- кровли продуктивного пласта	-1471
	- забоя	-1540
9	Проектные глубины кровли продуктивного пласта, м
	- по вертикали	1890
	- по стволу	1985
10	Проектные глубины забоя, м
	- по вертикали	1920
	- по стволу	2055
11	Азимут бурения, град.	390
12	Проектное смещение на кровлю продуктивного пласта, м	373
13	Радиус круга допуска, м	50
14	Интервал (по вертикали) установки внутрискважинного оборудования, м	1470
15	Конструкция скважины	Шнар, мм	Нствола, м
	- направление	323,9	30
	- кондуктор	244,5	465
	- эксплуатационная колонна	146,1	2055
16	Тип буровой установки	БУ-75БрЭ



2. Общие сведения о районе буровых работ

Общие сведения о районе буровых работ

Таблица 2.1 - Сведения о районе буровых работ

Наименование	Значение(текст, название, величина)
Месторождение	Дмитриевское
Температура воздуха, 0С § Среднегодовая § наибольшая летняя § наименьшая зимняя	-1,9 +3 +30 +35 -40 -45
Среднегодовое количество осадков	450
Максимальная глубина промерзания грунта, м	до 1,5
Продолжительность отопительного периода в году, сут	222
Продолжительность зимнего периода в году, сут	161
Азимут преобладающего направления ветра, град	Ю-В, З и Ю-З
Наибольшая скорость ветра, м/с	15-22

Таблица 2.2 - Сведения о площадке строительства буровой

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Рельеф местности	равнинный и холмистый
Состояние местности	незаболоченная
Толщина, см: § снежного покрова; § почвенного слоя	50-100 25-30
Растительный покров	зона лесостепи
Категория грунта	1,2

Таблица 2.3 - Источник и характеристики водо- и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов

Название вида снабжения	Источник снабжения	Расстояние от источника до буровой, км	Характеристика снабжения
Теплоснабжение	ПКН-2М	-	-
Связь	Мобильный телефон	-	-
Водоснабжение	Водовод	0,5	Водопровод
Энергоснабжение	ЛЭП	0,5	3-х проводная

Рельеф местности ровный. Водоразделы имеют вид полого волнистого плато с максимальными абсолютными отметками над уровнем моря 180-200м. Минимальные абсолютные отметки в длинах рек 85-100м.

Климат районаумеренно-континентальный с теплым летом и холодной продолжительной зимой, с промерзанием почвы до 1,0-1,8м. Средняя температура в зимние месяцы составляет минус 11,4 - и 13,5, в сильные морозы понижается до минус 38 - минус 40 С. Наиболее холодный месяц - январь. Среднемесячная температура составляет - минус 14,50с. Снежный покров появляется в конце третьей декады ноября, а сходит во второй декаде апреля.

Средняя летняя температура равна + 18 - + 200с, максимальная температура в отдельные дни достигает +35 - 380с. Наиболее теплый месяц - июль со среднемесячной температурой + 19,50с. Среднегодовая температура равна + 2,80с. Наибольшая часть годовых осадков выпадает за период с мая по октябрь. Среднее атмосферное давление составляет 730 -735 мм рт. столба.

Количество осадков за год выпадает около 450 - 500 мм. Осадки выпадают в течение года неравномерно. Лето нередко бывает засушливым. Наибольшее количество осадков выпадает в период с апреля по ноябрь от 250 до 350 мм. Orносительная влажность в среднем составляет 75%.



3. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайше пятилетие

Основные итоги деятельности бурового предприятия:

Коллектив Альметьевского цеха бурения производственную программу 2011 году выполнил и с поставленными перед ним задачами справился. Альметьевский цех, находясь в центральном регионе, в прошедшем году осуществляло бурение скважин для 18 заказчиков: это 9 НГДУ и 9 совместных предприятий. Освоено 2 млрд. руб. капитальных вложений. По объёмам бурения наш коллектив занял лидирующее положение среди других цехов. Силами Альметьевского цеха в 2010 году пробурено 250,4 тыс. метров горных пород, что на 1,4% выше запланированного. Сдана в эксплуатацию 161 скважина, выполнение плана по сдаче составило 103,2%.

Прошлый 2011 год не был для коллектива буровиков простым. В результате сильнейших морозов кратно возросли простои буровых в ожидании отогрева оборудования. Кроме того рост затрат на электроэнергию и топливо в итоге привели к суммарным потерям в размере 12,5 млн.руб., и как результат - значительная потеря проходки.

Кроме того, в 2011 году было много проблем в связи с поставкой некачественной обсадной колонны. В результате на ликвидацию негерметичности обсадных колонн было потрачено 4440 часов, в денежном выражении затраты составили 20 миллионов рублей.

Альметьевский цех завершил 2011 год со следующими технико-экономическими показателями:

Среднегодовое количество буровых бригад в работе (без учёта бурения на депрессии) по цехам составило 16,5. Средняя выработка на одну буровую бригаду выросла на 5% против прошлогодней и составила 15095 м.

Коммерческая скорость по традиционному бурению выросла по сравнению с прошлым годом на 4,4% и составила 1299 м/ст-мес. (без депрессии). Благодаря применению эффективной гаммы долот с использованием долот фирмы Smit, Varel, ВБМ и увеличению доли сервисного сопровождения отработки долот, стало возможным сохранение достигнутого в 2008 году уровня проходки на долото. Так проходка на долото в традиционном бурении в 2009 году составила 203 м/дол при нормативных 135 м/дол.

Производительность труда в цехе составила 271 м/чел, что выше показателя 2009 года на 17%, что связано как с увеличением коммерческой скорости, так и с оптимизацией численности. Так если на 1 января 2010 года численность производственного персонала Альметьевского цеха составляла 1017 человек, то на 1 января 2011 года она составила уже 961 человек. При этом сохранялось количество буровых бригад. Сокращение численности стало возможным благодаря организационным преобразованиям с выведением работников не основной профессии из состава цеха в специализированные предприятия.

В отчетном 2011году перед Альметьевским цехом были поставлены следующие задачи:

Обеспечение качественного строительства скважин и соблюдение требований по охране недр при бурении скважин на следующих месторождениях и площадях: Ромашкинском месторождении (НГДУ "Альметьевнефть", "Лениногорскнефть"); залежах Ново-Елховской, Федотовской, Акташской площади Ново-Елховского месторождения (НГДУ "Ямашнефть"), Тат-Кандызском месторождении, Бавлинской и Сулинской площадях (НГДУ "Бавлынефть"); Кутушском месторождении (НГДУ "Нурлатнефть), Алькеевской площади (НГДУ "Джалильнефть"), Азнакаевской площади (НГДУ "Азнакаевскнефть"), Онбийском месторождении (ЗАО "Татех"), Тавельском месторождении (ЗАО "Предприятие - Кара-Алтын"), Урмышлинском, Кузайкинском месторождениях (ЗАО "Татойлгаз"), Нагорном месторождении (ЗАО Троицкнефть"), Беркет-Ключевском месторождении (ЗАО "Охтин-ойл"), Домосейкинской площади (ООО "Бенталь"), Макаровском месторождении (ООО "ВУМН"), Северном и Дачном месторождениях (ОАО Шешмаойл" и ОАО "Иделойл") и на Матвеевском лицензионном участке (ЗАО "ХИТ Р").

В 2011 году было пройдено 250370 м горных пород. Сдано нефтегазодобывающим предприятиям - 161 скважина.

Качественное крепление всех типов обсадных колонн за отчётный период на большинстве скважин было достигнуто. Средний уровень подъёма цемента за кондуктором - 6,5 м, за эксплуатационной колонной - 63,7 м.

В отчётном году закончены бурением 164 скважины, из них 162 наклонных (в том числе 13 горизонтальных). Все скважины пробурены без отклонения от проекта.

Общий разведочный метраж составил 22399 м. Всего в разведочных скважинах пройдено с отбором керна 492 м горных пород, вынос составил 442,5 м или 90%. Отобрано 210 образцов СКО. Испытано 16 объектов КИИ.

Работы по доразведке "верхних" горизонтов в процессе бурения проводились в 20 эксплуатационных и 12 разведочных скважинах. С отбором керна 792 м горных пород, отобрано 314 образцов сверлящих керноотборником, испытано 23 объекта КИИ.

В 2012 году перед ООО "Бурение" стоят следующие задачи: обеспечение качественного строительства скважин и соблюдение требований по охране недр при бурении скважин на месторождениях и площадях Заказчика, пробурить 250 000 м горных пород, сдать нефтегазодобывающим предприятиям - 160 скважин, продолжить работы по внедрению новой техники и передовых технологий в области бурения. В 2011 году также ожидается очередная реструктуризация предприятия. Цеха бурения планируют преобразовать в ПБР (предприятия буровых работ).



4. Основные сведения о геологическом строении месторождения, газонефтеводоносности, степени геологичнской изученности, горногеологических условиях бурения скважин

1 Тектоника

В современном плане на поверхности кристаллического фундамента и терригенным отложениям девона наиболее четко выделяются разновозрастные прогибы и структурные уступы.

От структурных планов терригенного девона существенно отличаются поверхности карбонатного девона и нижнего карбона.

Они имеют террасовидное строение и резко дислоцированы. К северу и востоку наблюдается ступенеобразное погружение карбонатных отложений нижнего карбона, образующих ряд структурных террас, различающихся размерами и гипсометрическими уровнями. В пределах последних выделяются множество поднятий, максимальные амплитуды которых по нижнефаменским отложениям достигают 60-90м.

Структурный план среднекаменноугольных отложений имеет много общего со структурными планами нижележащих горизонтов карбона и девона, хотя между ними имеются и существенные отличия. Отложения среднего карбона характеризуется также террасовидным строением с погружением слоев к северу и востоку. Фиксирующиеся по нижележащим отложениям многочисленные поднятия в среднем карбоне существенно или совсем снивелированы. Удается проследить лишь поднятие Северо-западного простирания.

Несмотря на нивелировку структурного плана, разделяющиеся поднятия и прогибы сохраняются.

Нижнепермские отложения, в общем на данной территории характеризуются также террасовидным поднятием с дальнейшим смещением наиболее высокого залегания структуры в Северо-западном направлении.

2 Литология и стратиграфия пород

Таблица 4.1- Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Стратиграфия	Вертикальная глубина кровли, м	Глубина кровли по стволу, м	Литологический состав пород
Четвертичный	0	0	пески, суглинки
Казанский ярус	5	10	песчаники, глины
Уфимский ярус	130	220	песчаники, глины
Кунгурский	290	360	доломиты, известняки
Артинский	300	535	доломиты, известняки
Сакмарский	500	590	доломиты, известняки
Верх.Карбон	630	670	доломиты, известняки
Мячковский	770	860	доломиты, известняки
Подольский	800	1000	доломиты, известняки
Каширский	835	1065	доломиты, известняки
Верейский	970	1130	известняки, аргиллиты
Башкирский	1050	1160	известняки, доломиты
Серпуховоский	1100	1205	известняки, доломиты
Окский	1120	1390	известняки, доломиты
Тульский	1150	1500	песчаники, глины
Угленосный	1220	1560	песчаники, алевролиты
Кизел-Череп	1350	1575	доломиты, известняки
Упино-малевский	1580	1615	доломиты, известняки
Зафолжский	1610	1655	доломиты, известняки
Ср.фаменский	1680	1715	доломиты, известняки
Н.Фаменский	1720	1760	доломиты, известняки
Вер-Франский	1743	1860	доломиты, известняки
Доманиковый	1850	1960	доломиты, известняки
Саргаевский	1870	1980	доломиты, известняки
Кыновский	1890	1985	доломиты, известняки
Пашийский	1920	2010	доломиты, известняки
Мулинский	1960	2035	доломиты, известняки
Забой		2055	доломиты, известняки

3 Крепость горных пород разреза

Классификация породы данного разреза по твердости можно разделить на три категории: средние, твердые, крепкие.

К категории средних пород относятся отложения четвертичного, казанского, уфимского, артинского, верейского, угленосного, кыновского и пашийского горизонтов.

К твердым породам относятся отложения верхнего карбона, башкирского, намюрского, серпуховско-окского, турнейского, фаменского, франского, шугуровского горизонтов.

Отложения мячковского, подольского, каширского, тульского, мемдымского, доманиковского горизонтов относятся к крепким горным породам.

5 Нефтеносность

Промышленно-нефтяные залежи нефти имеются в отложениях верхнего горизонта угленосного, кыновского и пашийского горизонтов. В угленосном ярусе нефтенасыщен весь разрез. Все горные породы по твердости и по пределу текучести подразделяются на высокопластичные, пластично-хрупкие и хрупкие. К категории высокопластичных относятся: глины, аргиллиты, наиболее пористые алевролиты, песчаники и известняки.

К пластично-хрупким относятся алевролиты, песчаники, ангидриты, доломиты. Для данной скважины высокопластичные горные породы встречаются в четвертичном, казанском, уфимском, артинском, башкирском, горизонтах.

Пластично-хрупкие горные породы встречаются в верхнем карбоне, мячковском, подольском, каширском, верейском, намюрском, фаменском, франском, мемдынском, доманиковском, шугуровском и кыновском горизонтах.

6 Состав нефти

В приведенном геологическом разрезе плотность нефти колеблется от 800 до 920 кг/м3. Наибольшую плотность имеет нефть верейского горизонта с содержанием 3,4% по весу. Наименьшую плотность имеют нефти кыновского и пашийского слоев с содержанием серы 1,3% по весу. Содержание парафина в нефти колеблется 2,5-3% по весу.

7 Водоносность

Воды четвертичных отложений слабоминерализованные, обладают незначительным весом, относящихся к группе карбонатных. Воды пермских отложений разнообразны по составу, относятся к сульфатно-натриевому типу, имеют минерализацию от 10 до 40 кг/м3. Воды намюрско верейских отложений относятся к хлоридо-натриевому, сульфатно-натриевому типам, имеют минерализацию 19-30 кг/м3 . Из микрокомпонентов присутствуют йод и бром. Воды серпухово-окского горизонта хлоридо-натриевые с минерализацией 24 кг/м3. Статический уровень 61,1-64,7 м. Воды турнейского яруса метаморфизированные, хлоридо-натриевые с минерализацией 24,5-25,5 кг/м3. Воды девонских отложений напорные, хлоркальциевые, сильноминерализованы 24-27 кг/м3 с удельным весом 11,3 кг/м3, из микрокомпонентов присутствуют йод, бром и стронций.

8 Классификация горных пород по твердости и абразивности

Таблица 4.2- Классификация горных пород по твердости и абразивности

Геологический возраст	породы	Категория твердости	Категория пород	Абразивность
Четвертичный горизонт	Глины	5	Средние	ІІ- ІV
Казанский горизонт	Пески, известняки, глины	5	Средние	ІІ- ІV
Уфимский горизонт	Пески, известняки,	5	Средние	ІІ- ІV
Кунгурский	Известняки	6	Твердые	ІV -VІІ
Артинский	известняки	7	Крепкие	ІV -VІІ
Сакмарский	Известняки	7	Крепкие	ІІ- VІІ
Верх.Карбон	Известняки	4	Крепкие	ІІ- VІІ
Мячковский	доломиты	7	Крепкие	ІІ- VІІ
Подольский	глины	6	Твердые	ІV -VІІ
Верейский	доломиты	6	Твердые	ІV -VІІ
Башкирский	доломиты	6	Твердые	ІV -VІІ
Серпуховоский	доломиты	6	Твердые	ІV -VІІ
Окский	доломиты	7	Крепкие	ІІ- VІІ
Тульский	Глины, пески	5	Средние	ІІ- ІV
Угленосный	доломиты	6	Твердые	ІV -VІІ
Кизел-Череп	доломиты	6	Твердые	ІV -VІІ
Упино-малевский	доломиты	7	Крепкие	ІV -VІІ
Зафолжский	доломиты	7	Крепкие	ІІ- VІІ
Ср.фаменский	глины	7	Крепкие	ІІ- VІІ
Н.Фаменский	глины	5	Средние	ІІ- ІV
Вер-Франский	Глины, пески	6	Твердые	ІV -VІІ
Доманиковый	доломиты	5	Средние	ІІ- ІV
Саргаевский	доломиты	5	Средние	ІІ- ІV
Кыновский	доломиты	5	Средние	ІІ- ІV
Пашийский	доломиты	67	Твердые	ІV -VІІ
Мулинский	доломиты		Твердые	ІV -VІІ

Проанализировав табличные данные можно сделать вывод, что данный геологический разрез сложен следующими горными породами: глины, песчаники, известняки, доломиты, алевролиты. Из выше перечисленных горных пород наибольшей абразивностью обладают пласты с залеганием доломита.

9 Осложнения при бурении

Таблица 4.3- Осложнения при бурении

стратиграфия	Интервал, м	Осложнения
Четвертичный горизонт	0-10	Осыпи
Казанский горизонт	10-90	Обвалы
Уфимский горизонт Артинский горизонт	90-220, 535-590	поглощения
Верейский горизонт	1065-1130	Обвалы
Башкирский горизонт	1130-1160	Поглощения
Серпухово-окский горизонт	1160-1205	Водопроявления
Тульский горизонт	1163-1777	Осыпи
Угленосный горизонт	1500-1560	Обвалы
Кизел-Череп	1560-1575	Поглощения
Зафолжский	1655-1715	Осыпи
Саргаевский	1960-1980	Обвалы
Кыновские слои, Пашийские слои	1985-2010, 2010-2035	Нефтепроявления



5. УНИРС

5.1 Бурение наклонно-направленных скважин скважин с применением регулируемого забойного двигателя ДР-176

Выбор типа и расчёт профиля ствола

Выбор конфигурации профиля сводится к определению очередности бурения его участков ствола, обеспечивающих наиболее благоприятные условия проводки наклонно-направленной скважины. Профиль должен удовлетворять скоростному и качественному бурению наклонно-направленных скважин, иметь минимальное количество изгибов, а также должен отвечать двум основным требованиям - быть технически выполнимым и экономически целесообразным.

Тип проектного профиля выбирается с учетом требований бурения с кустовой площадки, прочностных характеристик пород, слагающих геологический разрез, закономерностей искривления, характерных для используемых компоновок низа бурильных колонн (КНБК), способов и технических средств, применяемых при эксплуатации скважин. Также при выборе и последующем проектировании профиля учитывается оснащенность буровых предприятий специальной техникой и технологической оснасткой для наклонно-направленного бурения, а также средствами контроля положения ствола скважины в пространстве. С учетом вышесказанного и в зависимости от глубины скважины по вертикали и проектного отклонения забоя рекомендуются следующие типы профилей (рисунок 5,6,7):

Трехинтервальный (рисунок 5) состоит из участков:

- вертикального:

- набора зенитного угла;

- естественного снижения либо стабилизации зенитного угла до проектной глубины.

Четырехинтервальный состоит из участков:

- вертикального:

- набора зенитного угла;

- стабилизации зенитного угла;

- естественного снижения зенитного угла.

Рисунок 5.1 - Трехинтервальный профиль ствола скважины

Специальный тип профиля для пологих скважин состоит из:

- вертикального участка;

- первого участка набора кривизны;

- первого участка стабилизации зенитного угла;

- второго участка набора кривизны;

- второго участка стабилизации зенитного угла в пределах продуктивного пласта.

Рисунок 5.2 - Четырехинтервальный профиль ствола скважины

Рисунок 5.3 - Профиля для пологих скважин

Основным параметром, характеризующим профиль наклонно-направ-ленной скважины, является радиус искривления, который должен обеспечить:

- нормальное прохождение различных компоновок бурильного инструмента и обсадных колонн;

- надежную эксплуатацию обсадных колонн и глубиннонасосного оборудования.

Радиус искривления ствола определяется интенсивностью искривления. Допустимая интенсивность искривления в наклонно-направленной скважине для интервала работы электропогружных и штанговых насосов установлена в пределах 1,50/10 м по зенитному углу и 20/10 м по пространственному углу. Допустимая интенсивность искривления в интервале работы электропогружных и штанговых насосов должна быть не более 30/10 м (если иное не предусмотрено заводом-изготовителем). Максимальный зенитный угол ствола скважины в зоне установки электропогружных и штанговых насосов, с целью их нормальной эксплуатации, не должен превышать 400.

Главным преимуществом трехинтервального профиля с участком естественного снижения зенитного угла (рисунок 5.3) заключается в том, что основная работа по выведению ствола скважины в круг допуска осуществляется при бурении верхних интервалов.

Однако реализацию этого профиля следует ограничить из-за того, что изменение знака кривизны профиля приводит к появлению больших прижимающих усилий, что играет решающую роль при желобообразовании в необсаженном стволе, а также изнашиванию обсадных колонн и штанг насосов при эксплуатации.

Трехинтервальный профиль применяется для скважин с большим (более 1000 м) отклонением забоя от устья.

Четырехинтервальный профиль применяется на практике и имеет следующие преимущества:

- позволяет уменьшить требуемый для достижения проектного отклонения забоя скважины от вертикали зенитный угол;

- существуют специальные КНБК, позволяющие стабилизировать угол наклона скважины на короткие расстояния (до 200 - 400 м).

В интервале стабилизации четырехинтервального профиля следует располагать внутрискважинное оборудование (насос). В тех случаях, когда необходимо достичь значительных отклонений забоев скважин от вертикали и для того, чтобы не нарушать требований по зенитному углу в интервале работы глубинных насосов, необходимо осуществлять бурение скважины по специальному типу профиля - для пологих скважин. К категории пологих скважин относятся скважины, в которых продуктивный пласт вскрывается с зенитным углом от 400 до 700.

Интервалы профилей.

Вертикальный участок. В стандартных профилях вертикальный участок бурится на глубину, превышающую на 10-20 м глубину спуска направления. Длина вертикального участка может быть увеличена:

- при небольших (до 100 м) отклонениях забоев скважин от вертикали (для достижения заданного отклонения необходимо набрать зенитный угол менее 70);

- при существовании опасности попадания в стволы соседних скважин.

Участок набора параметров кривизны. Набор зенитного угла, как правило, осуществляется в интервале бурения под кондуктор.

Допускается набор угла ниже башмака кондуктора в случаях:

- при небольших (до 100 м) отклонениях забоев скважин от вертикали (для достижения заданного отклонения необходимо набрать зенитный угол менее 70);

- при существовании опасности попадания в стволы соседних скважин.

- из-за наличия зон осложнений в интервале бурения под кондуктор;

- необходимости добора зенитного угла.

Участок набора кривизны определяется расчетом профиля в зависимости от проектной интенсивности искривления. Не допускается работа отклонителями в интервале установки глубинно-насосного оборудования, зонах возможных осложнений и за 50 м до и после них с целью проведения изоляционных работ.

Участок стабилизации зенитного угла. При строительстве наклонно-направленных скважин глубинно-насосное оборудование необходимо располагать на участке стабилизации.

Участок естественного снижения зенитного угла проектируется с учетом закономерностей искривления компоновками без стабилизирующих и калибрующих устройств.

Расчет профиля обычного типа сводится к определению зенитного угла ствола скважины, длин вертикальных и горизонтальных проекций профиля.

Согласно радиусы кругов допуска по отходу наклонно-направленной скважины на проектном забое от заданной точки на кровле продуктивного пласта определяются:

- 10 % от расстояния между скважинами, но не менее 20 м при бурении в нормальных условиях;

- не менее 50 м при бурении в неординарных условиях (санитарная зона, рельеф местности), при смещениях 700м и более, в т.ч.:

а) с проектным забоем на верейские отложения со смещением более 400 м;

б) с проектным забоем на тульские, бобриковские, кизеловские отложения со смещением более 650 м;

в) на терригенный девон со смещением более 600 м.

При составлении проектного профиля и дальнейшей его реализации необходимо соблюдение следующих рекомендаций:

- достижение стабилизации азимута обеспечивается при зенитных углах не менее 70;

- участки профиля и компоновки рассчитываются на высокую рейсовую скорость и полную отработку долота (по опыту бурения соседних скважин);

- работа с отклонителем должна быть минимальной, основная работа по набору кривизны должна выполняться компоновками для малоинтенсивного увеличения (до 0,80/10 м) зенитного угла;

- при начальном наборе зенитного угла 5-70 (40-50 м) необходимо сделать замер инклинометром в открытом стволе, что позволит своевременно устранить ошибки при забуривании.

5.2 Бурение вертикального участка с применение ДР-176

Для предупреждения искривления ствола скважины необходимо обеспечить:

1. Соосность мачты буровой установки и проходного отверстия ротора.

2. Горизонтальность стола ротора, соответствие размеров вкладышей и квадратной штанги согласно требованиям действующих инструкций.

3. Прямолинейность ведущей трубы, утяжеленных и обычных бурильных труб согласно ГОСТ 631-75.

При отсутствии ограничений максимальная глубина вертикального участка должна быть меньше глубины спуска кондуктора в данном районе и на глубине спуска кондуктора необходимо обеспечивать набор зенитного угла не менее 100 (при интенсивности искривления ствола не более 1,50 на 10 м). Конкретные значения глубины вертикального участка для каждой скважины куста выбирается в указанных выше пределах, исходя из условий предотвращения пересечения стволов скважины. Они зависят от выбранной схемы кустования, числа скважин в кусте и расположения их устьев на кустовой площадке, направления движения буровой установки и т.д. В отдельных случаях (при наличии геологически осложненного разреза, смещение забоя от вертикали до 150-200 м, невозможность предотвращения пересечения стволов скважин иными способами, при бурении под кондуктор диаметр долота более 295,3 мм, специальные требования к профилю скважины) допускается принимать глубину вертикального участка более глубины спуска кондуктора.

Бурение под направление производить как роторным, так и комбинированным способом (на длину рабочей трубы - роторным способом, а добуривание до проектной глубины - гидравлическим забойным двигателем).

До начала бурения скважины буровая бригада должна быть ознакомлена с конструкцией компоновок, их назначением и правилами эксплуатации. Бурение под направление производить с ограничением осевой нагрузки на 25-30 % (25-30 кН) от веса инструмента. Нагрузка на долото должна создаваться весом утяжеленных бурильных труб. При спуске компоновки в ствол скважины, пробуренный без её применения, указанный интервал проработать для предупреждения заклинивания инструмента. Для предотвращения искривления ствола скважины, если предыдущий интервал был пробурен долотом большего размера, нижележащий интервал ствола не менее, чем на длину спускаемой компоновки (расстояние от долота до верхнего центратора), необходимо пробурить с навеса. При каждом подъеме инструмента бурильщик должен осмотреть и замерить калибрующие и центрирующие элементы компоновки и результаты записать в буровой журнал. Спуск компоновок производить с включением гидромата. При возникновении посадок инструмент следует приподнять и интервал посадок пройти с промывкой и вращением инструмента. Дальнейший спуск производить после устранения посадок.

5.3 Бурение ориентируемыми компоновками с ДР-176

Первоначальный набор зенитного угла из вертикального ствола и исправление направления скважины, при значительных отклонениях фактического профиля от проектного, осуществляется с помощью отклонителей. Интервал набора зенитного угла необходимо приурочить к устойчивым породам.

В ОАО "Татнефть" применяются отклонители с широким диапазоном углов перекоса кривого переводника: отклонитель на базе ДР-176. Разбуривание цементного моста в направлении и углубление на 10 м ниже его башмака производить турбобуром с жестким центратором. Разбуривание цемента в обсадной колонне отклонителями запрещается.

Для точного забуривания по проектному азимуту необходимо:

1.Уточнить азимут направления "ротор-мостки" с использованием компаса и сопоставить с проектными данными.

2. На замках каждой бурильной трубы, предназначенных для визированного спуска, нанести на приемных мостках хорошо различимые метки на одной образующей с использованием стандартного "шаблона-уровня".

3. Убедиться, что плоскость искривления отклонителя совпадает с плоскостью, проходящей через магниты магнитного переводника. Компасом проверить полярность магнитов (при помещении его в магнитную втулку "северная" стрелка компаса должна указывать на магнит, установленный со стороны направления искривления отклонителя).

4. Проверить соответствие длины диамагнитного удлинителя инклинометра расстоянию от оси магнита до посадочного кольца магнитного переводника.

5. Перед спуском отклонителя на забой обязательно проверить его работоспособность на устье. В зимнее время перед эксплуатацией тщательно отогреть отклонитель.

6. Контроль за азимутом забуривания, интенсивностью набора зенитного угла, положением отклонителя производить методом визирования инклинометром на магнитном переводнике и в диамагнитной трубе с периодичностью:

- первый замер через 40-50 м проходки;

- второй и последующие, исходя из величины зенитного угла и стабильности азимута, через 12 м и не более чем через 36 м бурения.

Допускается применение и других компоновок, обеспечивающих выполнение требований рабочего проекта на строительство наклонно-направленных скважин. Для задания проектного азимутального направления стволу скважины необходимо ориентирование отклонителя, которое заключается в следующем:

- определение положения плоскости действия отклонителя относительно сторон света или апсидальной плоскости скважины;

- определение угла поворота отклонителя;

- установка отклонителя в заданном направлении;

- проверка точности проведенной установки отклонителя.

Метод ориентирования отклонителя в скважине выбирается в зависимости от глубины начального набора зенитного угла. Если глубина набора зенитного угла приурочена к интервалу бурения под кондуктор ориентирование отклонителя осуществляется "по меткам", если глубина набора зенитного производится ниже глубины спуска кондуктора, отклонитель ориентируется с помощью магнитного переводника и инклинометра. Если зенитный угол на глубине набора меньше 50, то забойное ориентирование производится с применением диамагнитного желоба, встроенного в диамагнитную трубу или другого оборудования.

Угол поворота отклонителя определяется по формуле:

= + у (5.1)

где - угол между апсидальной плоскостью скважины и плоскостью действия отклонителя в момент замера, градус;

- угол закручивания бурильной колонны от реактивного момента, град.;

у - угол установки отклонителя, градус.

Примеры определения угла поворота отклонителя графически показаны на рисунке 6.

Знак "плюс" принимается, когда необходимо увеличить величину азимута искривления, а знак "минус" - уменьшить.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5.4 - Примеры определения угла поворота отклонителя

При установке отклонителя на забое необходимо учитывать закручивание колонны бурильных труб под действием реактивного момента забойного двигателя. Величина угла закручивания бурильной колонны определяется по формулам, а также графическим методом. Ориентировочные значения угла закручивания уточняются после бурения отклонителем 20-30 м. Для поворота бурильной колонны на требуемый угол необходимо перевести величину угла в длину дуги окружности стола ротора. Для этого определяют длину дуги (S, см) по формуле:

R *

S = -------------- (5.2)

57,3

где S - длина дуги, см

- угол поворота, градус

R - радиус окружности стола ротора, см.

Установку отклонителя в заданном направлении необходимо производить в следующей последовательности:

1. Ведущую трубу соединить с колонной бурильных труб и закрепить машинными ключами. На неподвижной части ротора мелом нанести отметку положения одного из рёбер ведущей трубы и метку положения отклонителя.

2. Измерить стальной рулеткой расстояние между метками, установить и закрепить малые вкладыши. На неподвижную часть ротора вновь нанести отметку положения того же ребра ведущей трубы и от этой метки отложить, в ту же сторону, ранее замеренное расстояние. Метку нанести на неподвижную часть ротора и эта метка будет указывать направление действия отклонителя.

3. Поворотом ротора по ходу часовой стрелки отклонитель устанавливают в требуемом направлении, и ротор фиксируют (запирают) защелкой. Для снятия упругих деформаций кручения колонну бурильных труб несколько раз приподнимают на 2-3 м и опускают.

4. При необходимости точность установки отклонителя проверяют повторным замером инклинометром.

Замеры зенитного угла и азимута производить:

- после проходки вертикального участка;

- при наборе зенитного угла - через 20 м проходки;

- после окончания набора зенитного угла;

- в интервале добуривания под кондуктор;

- при бурении участков стабилизации и естественного падения зенитного угла- через 150-200 м;

- при корректировании траектории ствола - через 12-25 м.

Для обеспечения нормальной проходимости стволов скважин при спуске обсадных колонн в процессе бурения необходимо следить за износом центраторов. Допустимый износ по диаметру для жестких центраторов - не более 5 мм от первоначального.

Перед первым спуском отклонителя по окончании долбления скважину необходимо промыть в течение двух циклов. Спускать отклоняющие устройства через необсаженный ствол нужно так, чтобы не было посадок, при наличии посадок, инструмент необходимо поднять и скважину проработать с помощью прямой компоновки, содержащей калибратор. Интервалы затяжек и посадок инструмента следует фиксировать записью в буровом журнале.

Крепление и раскрепление резьбовых соединений свеч и других элементов компоновки бурильной колонны вращением ротора воспрещается. При бурении участка набора зенитного угла необходимо работать отклонителем с одним и тем же углом перекоса. Компоновка низа бурильной колонны может быть изменена, если фактическая интенсивность искривления не соответствует необходимой. После спуска отклонителя и ориентирования его при приподнятом над забоем долоте запускается буровой насос и только после того, как давление на стояке достигнет своего рабочего значения, долото плавно доводится до забоя и начинается бурение. При наличии проработки на забое свыше 4 м работа с отклонителем запрещается. При применении в КНБК центраторов и калибраторов обязательно производить замер их диаметров специальными измерителями до и после бурения с отражением в принятой документации (приложение К) и сообщением результатов измерений в ЦИТС. Калибраторы замерять в середине и на концах калибрующих ребер.

Калибраторы и центраторы отправляются на реставрацию или в металлолом согласно принятым условиям на отбраковку.

Допустимая интенсивность набора на типовых скважинах при работе с серийным отклонителем ТО-195 или ШО-195 составляет не более 1,50 на 10 м проходки. Отклонители с интенсивностью набора зенитного угла более 1,50 на 10 м проходки подлежат ремонту и проверке. Перед спуском на бурение обязательно проверить осевой и радиальный люфты валов двигателя. При люфте осевом свыше 6 мм и радиальном свыше 4 мм спуск забойного двигателя на бурение запрещается. На типовых наклонно-направленных скважинах все работы по исправлению параметров кривизны с применением отклонителя (если это не предусматривается проектным профилем) должны быть закончены:

- на переливающих скважинах - до вскрытия зон водопроявлений;

- на бобриковских скважинах - до вскрытия верейского горизонта;

- на девонских скважинах - до вскрытия бобриковского горизонта.

Проводка всех наклонно-направленных скважин осуществляется в строгом соответствии проектному профилю, проектной горизонтальной проекции ствола скважины, утвержденными в проектной документации компоновками. Контроль за траекторией ствола осуществляется буровым мастером (помощником мастера), начальниками смен ЦБ и ЦИТС, технологическим отделом УБР путем построения фактической и прогнозной горизонтальной и вертикальной проекций ствола согласно приложения И. Возможно использование специального проектора и графиков, а также контрольного расчета на ЭВМ.

В случае возможности пересечения стволов с ранее пробуренными скважинами, забуривание и бурение опасного участка производить согласно рекомендациям технологической службы УБР.

5.4 Бурение неориентируемыми компоновками с ДР-176

Неориентируемые КНБК применяются после набора отклонителями зенитного угла не менее 100 и могут включать следующие элементы: долото, калибратор (КС, КСИ, К, КИ и др.), центратор (ЦД, НЦ и др.), маховик (УБТ длиной 3 м), переводник (длиной 0,3-0,5), забойный двигатель ДР-176, УБТ (диаметром 178 или 165 мм) и бурильные трубы.

Условия применения и правила эксплуатации неориентируемых КНБК:

1. Компоновки для безориентированного управления азимутом и зенитным углом применяются при бурении устойчивых геологических разрезов, сложенных средними, твердыми и крепкими породами. Результаты всех работ по управлению искривлением и характеристика компоновок регистрируются в соответствующих журналах.

2. Применение компоновок не накладывает каких-либо специальных ограничений на параметры режима бурения. Необходимо придерживаться параметров, рекомендованных в геологическом наряде на данную скважину.

3. Перед сборкой КНБК необходимо проверить чистоту промывочных каналов опорно-центрирующих элементов и очистить резьбовые поверхности.

Возможные отклонения от нормальной работы компоновок и способов их устранения:

1. Посадка бурового инструмента в скважине, вызванная применением калибратора, равного диаметру долота в некалиброванном участке скважины или наличия уступов и резких изгибов ствола с интенсивностью более 1,50 на 10м длины ствола. Выбор диаметра калибратора для сборки компоновки производится только после замера диаметра отработанного калибратора. В случае применения калибратора большего диаметра (увеличение зенитного угла) спуск бурильного инструмента должен производиться с включенным гидроматом. В случае зависания инструмента интервалы посадки проработать.

2. Причиной отклонения параметров искривления от регламентируемых могут послужить условия залегания пород: плоскости сбросов, большая разница твердости в контакте двух пород и наличие рыхлых пропластков, склонных к кавернообразованию.

В первом из указанных случаев интервал нарушения следует калибровать компоновкой, включающей: долото 215,9 мм, калибратор 215,9 мм, забойный двигатель 195мм с малой подачей инструмента, а при встрече с рыхлыми породами - работы по управлению траекторией ствола продолжить после достижения устойчивой части разреза.

5.5 Порядок измерений инклинометром траектории ствола скважины

Инклинометрические исследования - это измерения зенитного угла и азимута скважины в функции ее глубины.

Инклинометрические исследования проводят, при подъеме скважинного прибора, для решения следующих задач:

- контроля заданного направления оси ствола скважины в пространстве проектному в процессе бурения;

- выделения участков перегибов оси ствола скважины, которые могут вызывать осложнения при бурении;

- получения исходных данных для геологических построений, в том числе определения истинных глубин залегания продуктивных пластов, для интерпретации данных магнитного каротажа и пластовой инклинометрии.

Исследования выполняют магнитными (точечными и непрерывными) в необсаженных скважинах и гироскопическими инклинометрами в необсаженных и обсаженных скважинах.

Требования к инклинометрам для исследования необсаженных скважин:

- диапазон измерения азимута - от 00 до 3600;

- границы диапазонного измерения зенитного угла - от 00 до 450, 900, 1350, 1800;

- диапазон измерения апсидального угла - от 00 до 3600;

- допускаемая погрешность измерения азимута для зенитных углов более 30 - не более 20;

- допускаемая погрешность измерения зенитного угла - не более 0,50;

- погрешность, вызванная изменением напряжения питания, - не более 0,2 значения основной погрешности;

- погрешность, вызванная изменением температуры окружающей среды, не должна превышать 0,1 значения основной погрешности на каждые 10 0С относительно стандартного значения температуры, равного 20 0С.

Требования к методическому обеспечению заключается в наличии программ расчета:

- координат оси скважины;

- абсолютных отметок глубин;

- приращений (удлинений) длины ствола;

- величины и направления смещения забоя скважины относительно устья;

- характеристик рассеяния (неопределенности) координат.

Основным средством калибровки служат установки УКИ-2, УПИ-1, УПИ-3. При использовании инклинометров, их периодическую калибровку проводят в соответствии с методическими указаниями, регламентированными эксплуатационной документацией. Полевую калибровку инклинометров проводят непосредственно перед скважинными измерениями и после них, используя угломер-квадрант УК-2 и буссоль БГ-1 (или БШ) и составляется акт.

Дополнительн...