Общие сведения о районе буровых работ

Аннотация 



Дипломной работой предусмотрен проект бурения скважины №4 на площади Восточно - Ачисинская, с разработкой вопроса цементирования технической колонны для спуска на глубину 3500.

Дипломная работа составлена согласно требованиям и указаний назначенного руководителя  и включает несколько частей.

Первая гелогическая часть содержит сведенья о районе буровых работ, геологическом строение площади и литолого-стратиграфический разрез.

Во второй части рассмотрены вопросы сооружения скважины: конструкции скважины, выбор буровой установки, породоразрушающего инструмента, способа бурения и цементирования.

В третьей части проекта проведен расчет цементирования технической колонны.

Кроме того, тщательно освещены вопросы охраны недр и окружающей среды при строительстве скважины, и технико-экономические показатели.

В экономической части был  выполнен сметно-финансовый расчет стоимости строительства а так же экономические показатели скважины.

Дипломная работа содержит - таблиц, литературных источников  и графических приложений – 4.











Введение



Дипломная работа предусматривает проведение работ по бурению и креплению скважины на газ глубиной 3500 м на площади Восточно-Ачисинская.

Важной задачей работы является рассмотрение высокоэффективной и безопасной технологии крепления скважины.

Углеводородное сырье является одним из основных источников благосостояния России. 

Поэтому поиски, разведка и разработка перспективых месторождений являются одной из важнейших задач для экономики государства.

          Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений продолжается в течении многих десятилетий, поэтому многие из известных крупных залежей значительно истощены.  Имея развитую  нефтедобывающую и нефтеперерабатывающую инфраструктуру регион крайне заинтересован в восполнении топливно-энергетических ресурсов. 

Особенно ценными являются запасы качественного углеводородного сырья в пределах известных и эксплуатируемых месторождений. Так как их вовлечение в эксплуатацию не требует дополнительных затрат на развитие новых инфраструктур, как это происходит в отдельных регионах.

          Цементирование колонн является одним из важнейших завершающих процессов проводки скважин. 

Для цементирования необходимо: определить высоту подъема цементного раствора за колонной; выбрать способ цементирования; выбрать тампонирующий материал; рассчитать количество цементосмесительных, цементировочных и других машин; четко организовать проведение цементирования.

     	 В связи с повышенными требованиями к герметичности газовых скважин весь комплекс работ следует выполнять с особой тщательностью, учитывая конкретные особенности газовых и газоконденсатных месторождений: большие глубины, высокие  или аномально низкие пластовые давления, высокие устьевые давления, высокий геотермический градиент, наличие в газе коррозийных примесей, поглощение цементных растворов и некоторые другие специфические особенности разрезов скважины.

     	 Эксплуатационная колонна спускается до забоя скважины, а цементный раствор за колонной поднимается на  большую высоту вплоть до устья скважины. 

При этом на продуктивный пласт при цементировании создается высокое гидродинамическое давление, которое  обеспечивает проникновение цементного раствора в поры и трещины продуктивного пласта и часто приводит к гидроразрыву пласта с последующим уходом в него значительных объемов цементного раствора, на что указывают нередкие случаи недоподъема цементного раствора до расчетного уровня.

Вот почему весьма важной задачей при цементировании колонн является снижение гидродинамического давления цементного раствора на продуктивный пласт и, по возможности, полное исключение контакта цементного раствора с продуктивным пластом.









1.Геологическая часть

1.1.Общие сведения о районе буровых работ

Площадь проектируемых работ расположена на территории республики Дагестан Карабудахкентского  района, в 20 км к юго-востоку от районного центра — села Карабудахкент. 

Рядом протекает река Ачису. Расстояние до ближайшей 

железнодорожной станции Ачи 5 км.

Село Карабудахкент расположено в центре кумыкских земель в живописной долине, окруженной со всех сторон горами, 12 км к западу от Каспийского моря.

Состав населения – аварцы, даргинцы, кумыки, лакцы, лезгины.

Рельеф местности представляет собой низменность с многочисленными старицами. Максимальные абсолютные отметки 0 – 1 м. Сейсмичность района до 5 баллов по шкале Рихтера.

Климат района умеренно-континентальный, зима мягкая, самые низкие температуры бывают в пределах 10°С, лето жаркое, температура около 25-30°С. 

Преобладающие направление ветра восточное, северо-восточной до 20 м/с. 

Годовая сумма осадков не превышает 300 мм, основная их масса (70 %) выпадает весной и осенью.

Источники теплоснабжения, электроснабжения ДВС – для бурильных установок и жилых помещений.

 Снабжение электроэнергией осуществляется от высоковольтной линии АО «Дагэнерго».

Растительный и животный мир села характерен для низменностей и предгорий Дагестана.

Ведущими отраслями народного хозяйства являются: растениеводство, отгонное животноводство, птицеводство, нефтегазодобыча и другие.

         Ближайшая железнодорожная станция расположена в посёлке Манаскент в 8 км восточнее села. Карабудахкент расположен на стыке 3-х городов. Граничит со столицей Дагестана г.Махачкала, Каспийском и Избербашем.



1.2.Геологическое строение площади



		В геологическом строении Восточно-Ачисинской площади принимает участие толща мезозойско-кайнозойских отложений от четвертичных до юрских. На поверхности обнажаются отложения среднего сармата, карагана  и  чокрака.

Таким образом, основные перспективы на площади связываются с предполагаемыми залежами, по данным бурения и ГИС в разрезе чокрака выделено одиннадцать пачек, обладающих различными залежами, которые приурочены к сложнопостроенным ловушкам. Благоприятные 

структурные условия не исключают возможности существования ловушек и в других пачках, в случае развития в них гранулярных коллекторов.

В целом, анализ результатов поисково-разведочных работ в чокракских отложениях западной части северного борта ЗКП позволяет сделать следующие выводы: 

	Чокракские отложения рассматриваемого района характеризуется резкой гидравлической дифференцированностью резервуаров, что находит отражение в региональном развитии АВПД с широким диапазоном коэффициентов аномальности (от 1,37 до 2,08).

	Продуктивность чокракских отложений не коррелируется со степенью гидродинамической напряженности вмещающих резервуаров.

	УВ залежи приурочены сложнопостроенным комбинированным ловушкам, с элементами тектонического и литологического экранирования.

	Линзовидный замкнутый характер чокракских коллекторов позволяют исключить механизм формирования УВ залежей за счет латеральной миграции на региональном уровне.

	Экранирующие разрывные нарушения, обособляющие тектонические блоки на северном борту ЗКП,  прослеживаются от среднего сармата до Майкопа. Сопоставление толщин, осложненных дизъюнктивными дислокациями отложений по смежным блокам 

показывает, что  часть имеет  постседиментационный характер.

	Строгой математической зависимости между пластовой температурой и глубиной залегания по разрезу чокракских отложений на локальном уровне не прослеживается, что обусловлено резкой литолого-фациальной изменчивостью пород, обладающих различными теплофизическими свойствами.

	Распределение пластовых давлений по разрезу чокракских отложений не имеет выраженной закономерности увеличения с глубной, в ряде случаев наблюдается флюидодинамическая инверсия разреза.

Ниже приводится литолого-стратиграфическая характеристика разреза в последовательности вскрытия их проектными скважинами.



1.3.Проектный литолого-стратиграфический разрез



Четвертичные отложения

Отложения четвертичного возраста развиты в пределах всей площади, перекрывая нижележащие слои. Представлены галечниками, суглинками, щебенкой, мощность их составляет 10-3 Ом.

Неогеновая система Миоценовый отдел Сарматский ярус Верхний подотдел

Отложения сарматского горизонта получили свое широкое развитие в пределак Каранайаульской депрессии, где эти отложения вскрыты параметрическими скважинами 1 (1080 м) и 3 (1131м), и на юго-восточном борту Терско-Каспийского передового прогиба. Верхняя часть сарматских отложений размыта акчагыльской трансгрессией.

Верхнесарматский подьярус представлен своей нижней частью слоями с Mactra caspia Eichw, сложенными чередующимися между собой песчаниками, известняками - ракушниками и глинами. Мощность верхнего сармата 280-300м.

Средний подотдел

Литологически разделяется на две части: верхнюю-глинисто-песчаную, нижнюю-глинистую. Разделение производится по подошве характерной пачки песчаников, глин и ракушников. Ниже этой пачки отмечаются глины с тонкими прослойками 0,1-0,3 м мелкозернистых песчаников и детритусовых известняков. В нижней части среднею сармата встречаются прослои плотных мергелей мощностью 0,1-0,15м. Мощность среднего сармата 600-680м.

Нижний подотдел

Подразделяется на две части: слои с Mactra eichwaldi L и синдесмиевые слои. Первые представлены глинами голубовато-серыми и темно-серыми с редкими прослоями мергелей. Синдесмиевые соли представлены темно-серыми глинами с частыми прослоями темно-серых плитчатых мергелей. Синдесмиевые слои с характерной фауной на электрокаротажных диаграммах (КС) четко выделяются в виде «пилы», по подошве в которой устанавливается кровля карагана. Мощность нижнего сармата меняется от 170 до 210м. Общая мощность сарматских отложений 800-1150м.

Средний миоцен Караганский горизонт

Отложения караганского горизонта представлены чередованием мелкозернистых песчаников, алевролитов и глин. В глинах встречаются прослои мергелей небольшой мощности. В нижней части карагана отмечается (0,4-0,5м) плотный трещиноватый. 

Нижний подотдел

Подразделяется на две части: слои с Mactra eichwaldi L и синдесмиевые слои. Первые представлены глинами голубовато-серыми и темно-серыми с редкими прослоями мергелей. Синдесмиевые соли представлены темно- серыми глинами с частыми прослоями темно-серых плитчатых мергелей. Синдесмиевые слои с характерной фауной на электрокаротажных диаграммах (КС) четко выделяются в виде «пилы», по подошве в которой устанавливается кровля карагана. Мощность нижнего сармата меняется от 170 до 210 м. Общая мощность сарматских отложений 800-1150м.

Средний миоцен

Караганский горизонт

Отложения караганского горизонта представлены чередованием мелкозернистых песчаников, алевролитов и глин. В глинах 'встречаются прослои мергелей небольшой мощности. В нижней части карагана отмечается (0,4-0,5м) плотный трещиноватый мергель «11», являющийся реперным пластом, ниже которого в 40-60 м устанавливается кровля чокракских отложений. Мощность караганского горизонта 350-410м.



Чокракский горизонт

Отложения чокракского горизонта выражены чередованием светло-серых песчаников и темно-серых глин. По электрокаротажным диаграммам (КС и ПС) согласно схеме И.О. Брода в чокракском горизонте выделяются четыре песчаные свиты (А, Б, В, Г) и разделяющие их глинистые свиты (а, б, в, г).

Песчаники серые и светло-серые, кварцевые, плотные, слабосцементированные не известковистые. Глины темно-серые, плотные, песчанистые, содержит редкие прослои мергелей.

В кровле чокракского горизонта залегает гяуртапинская свита, представленная глинами с прослоями мергелей. 

В верхней части мергельные пласты (?, ?, ?) являются реперными. По мергелю ? проводится кровля чокракского горизонта.

Залегающие ниже песчаные свиты «А», «Б» в виду литологической изменчивости разделяющей их глинистой свитой «а», часто сливаются в единую пачку. Ниже глинистая пачка «б» отделяет свиту «Б» от мощных песчаных св. «В», которая является продуктивной на месторождении Избербаш. Мощность свиты изменяется от 120 м (Избербаш) до 240 (Каранай-аул) и 180 (Ачи-су).

Свита «в» представлена глинами серыми, плотными, песчанистыми с редкими прослойками песчаников. Мощность свиты «в» изменяется от 165 м (Каранай-аул) до 315 м (Избербаш). Песчаная свита «Г» представлена светло-серыми мелкозернистыми пачками песчаников с редкими прослоями глин. С песчаниками св. «Г» связаны залежи нефти и газа на месторождении Ачи-су. Мощность свиты, выдержана по площади и составляет 200-220м. Свита «г» представлена глинами с тонкими редкими прослоями мощность 50-70м. Общая мощность чокракских отложений 1000-1050м.

Олигоцен-нижне-миоценовый отдел

Майкопская серия

Отложения майкопской серии сложены мощной толщей глинистых и глинисто-алевролитовых пород. Граница с чокракским горизонтом проводится условно по понижению кривой КС и увеличению естественной радиоактивности пород по кривой ГК.

В составе майкопской серии выделяются верхняя, средняя и нижняя под серии. В верхнем Майкопе выделяются горизонты Зурамакентский и рики, представленные глинами темно-серыми с прослоями доломитизированных мергелей, септариевых конкреций и глинистых сидеритов.

Отложения среднего Майкопа представлены муцидакальским и нижнеглинистым горизонтами. Муцидакальский горизонт представлен глинисто-песчано-алевролитовыми породами. Глинистая часть горизонта представлена слоистыми, зеленовато-серыми оскольчатыми сланцевыми глинами. В толще глин отмечаются прослои алевролитов, плотных, глинистых. 

Нижнеглинистый горизонт выражен глинами буровато-серыми и темно-серыми с редкими прослоями алевролитов. 

Среди глин встречаются прослои сидеритов  и мергелей.

В нижнем Майкопе выделяются миатлинский и хадумский горизонты. Миатлинский горизонт выражен толщей известковистых оскольчатых серых и темно-серых с редкими прослоями алевролитов серых, крепко сцементированных. В кровле миатлинского горизонта залегает песчано-алвролитовый пласт (Rv) мощностью 15-20м, поэтому реперному пласту условно проводится граница нижнего Майкопа.



 В миатлинском горизонте встречается большое количество глыбовых внедрений фораминиферового возраста.

Песчаные прослои, и глыбовые внедрения четко выделяются на электрокаротажных диаграммах повышенными значениями ПС,

Хадумский горизонт является переходным от глинистых образований олигоцена к карбонатным отложениям эоцена. Литологически он представлен глинами темно-серыми, оскольчатыми, карбонатными.

Общая мощность майкопских отложений колеблется от 1250 до 1550 м.

Эоцен + палеоценовый отдел

Фораминиферовая свита

По своему литологическому составу фораминиферовая свита подразделяется на свиту: белоглинскую, кумскую, зеленую и пестроцветную, которые достаточно уверено, выделяются как в естественных условиях (западнее площади работ) так и в скважинных разрезах, по данным промыслово-геофизических исследований в связи с резко дифференцированным характером диаграмм КС, ПС, ГК. Белоглинская свита, сложена мергелями трещиноватыми светло-серыми с редкими прослоями зеленовато-серых мергелей. Для кумской свиты, характерны буровато-серые и коричневые битуминозные мергели сланцеватой текстуры. Свита зеленых мергелей сложена серовато-зелеными известняками. Пестрецветный горизонт сложен мергелями и плотными мергелистыми глинами, которые выполняют'' покрышки для верхнего мела. Мощность фораминиферовой свиты 120-170м.

Меловая система

Верхний отдел





Отложения верхнего мела вскрыты полностью на соседнем Ачисинском месторождении и в пределах Каранайаульской параметрической скважине. Представлены однообразной толщей карбонатных пород, известняков и мергелей. Известняки светло-серые, плотные, глинистые, трещиноватые. Трещины заполнены кальцитом. Мергели буровато-серые и серые. В известняках отмечены скопления кремнистого материала и пирита. В разрезе верхнемеловых отложений выделяются все ярусы от дата до сеномана. На электрокаратажных диаграммах верхнемеловым известнякам соответствуют повышение значения КС и пониженные ГК. Максимальная мощность верхнемеловых отложений составляет 620 м.

Нижний отдел

Нижнемеловые отложения представлены алевролитами, аргиллитами и зеленовато-серыми глинами. В проектируемых скважинах предусмотрено их вскрытие на мощность 30-50 м.

Ниже приводится усредненный литолого-стратиграфический разрез поисковой скважины на Восточно-Ачисинской площади.





















Таблица 1.

Система, отдел, ярус, горизонт, серия

Литологическая характеристика пород

Интервал залегания, м

Угол падения

Сарматский 

Глины с прослоями алевролитов и тонкими прослойками мергелей в нижней части 



0-1200



200

Караганский 

Глины с прослойками песчаников 

1200-1600

180

Чокракский 

Чередование мощных пластовых кварцевых песчаников разной степени цементации и темно-серый глин с тонкими редкими прослойками мергелей 







1600-2550







160

Майкопская серия

Верхний майкоп 

Глины с темно-серые, плотные с тонкими прослойками песчаников, крепкий глинистых сидеритов и мергелей





2550-3200





150

Нижний майкоп 

Глины с тонкими прослойками плотных алевролитов. В нижней части крупные глыбы, сложенные известняками и мергелями 







3200-3800







8-120

Фораминироферовая свита 

Мергели светло-серые, черные, битоминозные в нижней части зеленые, пестроокрашенные





3800-3950





8-120

Верхний мел 

Известняки светло-серые пелитомофные крепкие с прослойками зеленовато серые мергелей





3950-4450





12-180

Нижний мел 

Глины темно-серые плотные, с тонкими прослойками алевролитов



4450-4500



12-180



1.4.Тектоника

Основными тектоническим элементом площади является моноклиналь

юго-восточного борта Терско-Каспийского прогиба и структурное осложнение в виде Ачисинской миоценовой складки на юго-западной части площади.

В ядре Ачисинской складки обнажаются чокракские отложения, северо-восточное крыло сложено моноклинально залегающими отложениями карагана и сармата,погружающимися в сторону моря. Углы падения моноклинали в головной части 25-35°, по мере погружения в сторону прогиба углы выполаживаются до 10-15°.

О строении площади по мезозойским отложениям можно судить по данным сейсмических исследований, проводимых в 1979-80гг. с целью изучения Димитровского месторождения и его сочленение с Ачисинским месторождением. На временных разрезах сейсмических профилей (05.79.38 и 05.79.39) были выделены перегибы в мезозойских отложениях связанных с неизвестными погребенными структурными. Одна из них была расположена восточнее Ачисинского месторождения. Выделенный перегиб по профилю

05.79.38 (ПК 95) прослеживался дальше и на профиле 07.79.39 (ПК 84). Ось перегиба полого поднималась к юго-востоку. 

Выделенный перегиб располагался на тектонически-изолированном блоке, расположенном в поднадвиге Ачисинской структуры.

 Дальнейшими детализационными работами существов Восточно-Ачисинской блок-структуры было подтверждено.	

По данным сейсморазведки, проводимых 2002г. в предел Восточно-Ачисинской площади по отражающими горизонту Pi+2 -Кг выявлен перегиб соответствующий погребенной структуре, расположенной в поднадвиговом блоке Ачисинской структуры.

На основании имеющихся геофизических данных и учитывая закономерность блокового строения мезозойских отложендй в условиях поднадвига, восточнее Ачисинской складки предполагается Восточно-Ачисинской структура.

Как видно из графических построений Восточно-Ачисинской структура расположена в поднадвиге Ачисинской складки на тектонически-изолированном блоке и представляет собой узкосводовую антиклиналь. Ось складки, аналогично Ачисинской, ориентирована с северо-запада на юго-восток. Сводовая часть складки пологая и оконтуривается изогипсой -3900 крылья складки крутые (до 25-35°) и нарушены продольными тектоническими нарушениями. Северо-восточная периклиналь

погружается полого и по тектоническому нарушению сочленяется с юго-западным крылом Талгинского выступа. Юго-восточная периклиналь погружается в окончание.

Каранайаульской депрессии, северо-восточна часть крыла и периклинали покрыты водами Каспия. Размеры Восточно-Ачисинской структуры по замыкающейся изогипсе - 3900м составляют 11.0 х 1,95 км., при высоте 270м.



1.5.Нефтегазоносность



Естественных выходов нефти или газа в переделах Восточно-Ачисинской площади нет. Источники нефти известны в пределах смежных Губден-Сергокалинской и Гашинской площадей, а так же в балке Салтабак и, долине реки Джанга-Кула-Чай.

Признаки нефти и газа отмечались в процессе бурения структурных и поисковых скважин на площадях Иргартбаш, Карабудахкент, Гелли-Параул. Промышленная нефтегазоносность доказана на соседних площадях Ачи-су (залежь нефти в среднем миоцене и газоконденсата в верхнем мелу), и Димитровской (залежь газоконденсата в верхнем мелу и газа в нижнем мелу), нефти и газа в фораминиферовых отложениях.



Промышленная нефтегазоносность чокракских отложений доказана на

месторождениях Ачису (св «Г») и Избербаш (св. «В», «Г»), расположенных, в близи площади. Это указывает на возможную нефтегазоносность среднемиоценовых отложений и на Восточно-Ачисинской площади. 



1.6.Электрометрические работы по интервалам бурения



Стандартный каротаж,  инклинометрия в масштабе 1:500 через каждые 250 м и после вскрытия фораминиферов через каждые 200 м.

ГК, НГК, кавернометрия, МБК, профилеметрия, резистивиметрия в масштабе 1:500 при забоях 2570 м, 3200 м, 3950 м, 4500 м.

Термометрия при забоях 2570 м, 3200 м, 3950м, 4500м.

АК, БКЗ МБК ИК против продуктивных горизонтов в интервале 3800-4500 м.

Партия ГТИ с глубины 3700 м до забоя.

БКЗ, НГК,АК в масштабе 1:200 против продуктивных горизонтов в интервале 3700-4500 м.

БК, МБ ,МБК, профилеметрия, ГК, АК в масштабе 1.200 при забоях 2570 м, 3200 м, 3950 м, 4500 м.

ОЦК, АКЦ после цементажа колонн при забоях 2570 м, 3200 м,

3950 м, 4500 м.

Сейсмокаротаж (ВГК) с исследованием околоскважинногго пространства скважины 1Г.

Спектральнный гамма каротаж (СГК) с глубины 3800 м.

 Перфорация кумулятивными зарядами ПКО по 20 отверстий на пог.М









2.Технологическая часть

2.1.Конструкция скважины



Выбор и обоснование конструкции скважин - важнейшие мероприятия, от которых зависят качество выполняемых работ, их экономичность. Конструкции скважин в зависимости от назначения должны отвечать определенным требованиям:

высококачественное вскрытие продуктивных водоносных горизонтов с целью их эксплуатации при минимальных сопротивлениях прифильтровых зон;

длительный срок эксплуатации и минимальный темп снижения производительности;

выполнение ремонтных и восстановительных работ;

тщательную изоляцию водоносных горизонтов друг от друга, за исключением тех, которые эксплуатируются совместно;

экономичность (стоимость применяемых материалов, трудовые затраты и др.);

минимально возможный диаметр ствола скважины;

наименьшие сопротивления при подъеме воды насосом.

Таким образом, приведенные требования к конструкциям скважин весьма специфичны и в ряде случаев находятся в сложной зависимости между собой. Поэтому выбор и обоснование той или иной конструкции скважин должны базироваться на тщательной оценке всех факторов и в первую очередь тех, которые для конкретных условий производства работ являются главными.

	 Конструкция скважины определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб, диаметром долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, высотой подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве и конструкцией забоя.

	Конструкция скважины зависит от глубины залегания продуктивных пластов, их продуктивности и коллекторских свойств, пластовых и поровых давлений, а также давления гидроразрыва проходимых пород, физико-механических свойств и состояния пород.

	При проектировании конструкции скважины в первую очередь выбирают число обсадных колонн и глубины их спуска, исходя из недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов ствола. В данном проекте предусматриваются пять обсадных колонн:  направление, кондуктор, I техническая колонна, II техническая колонна и эксплуатационная колонна. 

	Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется местоположением продуктивных пластов, способами закачивания и эксплуатации скважины, а также конструкцией забоя. В нашем случае она составляет 4500 м. Глубина направления - 7 м, кондуктора - 100,                       I техническая колонна - 2570, II техническая колонна - 3500.

	Диаметры обсадных колонн и долот выбираем снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.

	Исходя из предлагаемого дебита и габаритов средств откачки, а также учитывая установившуюся практику буровых работ в данном районе, принимаем конечный диаметр бурения 161 мм, диаметр эксплутационной колонны – 168-140 мм.

	Диаметры кондуктора и технических колонн выбираем в соответствии с величиной кольцевого зазора между долотом и спускаемой обсадной колонной и кольцевого зазора между обсадной колонной и спускаемым в нее долотом для последующего интервала. 

	Диаметры долот для кондуктора и промежуточных колонн составляет  490 мм, 393,7 мм, 295,3 мм, а диаметр обсадных колонн: 426 мм, 324 мм и 245 мм соответственно.

Высота подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется на основании действующих инструктивных и методических материалов. Высоту подъема цементного раствора за всеми колоннами следует производить до устья скважины.





Рис.1.







Обоснование выбора конструкции

Таблица 2.

Наименование

колонны

Диаметр

колонны,

мм

Глубина

спуска,

м

Назначение обсадной колонны

1

2

3

4

Направление

530

7

Спускается с целью предотвращения от размыва устья скважины восходящим потоком бурового раствора.

Кондуктор

426

100

Спускается с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений склонных к обвало-образованиям, поглощениям бурового раствора. Цементируется до устья. Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием.

I промежуточная колонна

324

2570

Спускается с целью перекрытия неустойчивых отложений неоген-четвертичного возраста чокракской свиты, склонных к поглощениям бурового раствора и обвалам, водопроявлениям. Колонна спускается двумя секциями со стыковкой на глубине 1300 м. Цементируется до устья. Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием.

II промежуточная колонна

245

3500

Спускается для крепления ствола скважины в отложениях верхней части майкопской свиты, склонных к осыпям, обвалам и поглощениям, нефтегазоводопроявлениям, которые несовместимы по условиям бурения с нижележащими отложениями. Цементируется до устья. Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием.

Эксплуатационная

колонна

168х140

4500

Спускается на глубину 4500 м с целью перекрытия отложений верхнего мела, склонных к нефтегазопроявлениям, поглощениям, а также для раздельного испытания и эксплуатации продуктивных объектов. Цементируется с подъемом цементного раствора до устья.



	2.2.Выбор и обоснование способа бурения

	Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих на качество бурения, к числу которых относятся: осевая нагрузка, давление на долото; частота вращения долота n; количество прокачиваемого бурового раствора, показатели бурового раствора (плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига). Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным (или оптимальным) режимом бурения.

	В Российской Федерации получили распространение три способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Первые два из этих способов являются основными. Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях. На основании данных, полученных при опытном бурении, сравнивают способы бурения и выявляют из их числа наиболее эффективный для конкретных геолого-технических условий.

	В качестве критерия оценки эффективности способа бурения целесообразно применять стоимость 1 м проходки. Это, конечно, не исключает возможность использования при сравнении способов бурения таких критериев, как проходка за долбление, а также рейсовая и коммерческая скорость. Способ бурения можно выбирать также в зависимости от установленной оптимальной частоты вращения долота, об/мин.

	В Российской Федерации, в отличие от других стран, основные объемы бурения осуществляются турбобурами (80...85%). 

	Бурение винтовыми забойными двигателями (6 %), роторным способом (7...12%) и электробурами (2%) производится в значительно меньших объемах. В США основные объемы бурения на нефть и газ осуществляются роторным способом, а в случае необходимости бурить скважину забойным двигателем используют винтовые забойные двигатели. Такое положение объясняется многими причинами, главными из которых являются величина стоимости 1 м проходки и многолетние традиции, укоренившиеся в странах, при бурении нефтяных и газовых скважин.

	Бурение проектной скважины будет производиться роторным способом.

	При роторном бурении отсутствует ярко выраженная взаимосвязь параметров режима бурения и влияние их друг на друга. Поэтому оптимальный режим роторного бурения включает в себя сочетание выгоднейших значений каждого параметра в отдельности.

	Тип долота должен выбираться в соответствии с действующими нормативными документами. При выборе режима бурения долотами серий ГНУ и ГАУ следует учитывать следующее: верхнему уровню величин осевых нагрузок на долота соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот; в пластичных, вязких глинистых, а также слабо сцементированных малоабразивных песчано-глинистых и песчаных породах целесообразно бурить при близких к максимальным частотам вращения и пониженных величинах осевой нагрузки на долото; в песчаных и других абразивных породах, а также трещиноватых и обломочных целесообразно снижать частоту вращения ротора во избежание повышенного износа и разрушения вооружения, герметизирующих элементов: опор, шарошек, козырьков и спинок. 

	Режим бурения, особенно долотами с твердосплавным вооружением и герметизированными опорами, должен выбираться таким, чтобы не допускалось вибраций бурильной колонны.

	Во многих случаях, особенно при бурении в мягких неабразивных породах, существенное улучшение показателей работы долот достигается при повышении частоты вращения до 140... 200 об/мин.

	Фактическая осевая нагрузка на долото при повышенной частоте вращения инструмента из-за трения бурильной колонны о стенки скважины и вкладыш ротора оказывается существенно меньше, чем по индикатору массы (веса). Нагрузку на долото следует корректировать с учетом разницы в показаниях индикатора массы (веса) при вращении и без вращения колонны.

	Осевая нагрузка на долото при бурении с повышенной частотой вращения обычно должна быть уменьшена на 20... 25 % против величины, создаваемой при низкооборотном режиме в тех же условиях.

	Переход на высокооборотный режим вращения бурильной колонны может сопровождаться в отдельных породах обвалами стенок скважины и увеличением момента вращения бурильного инструмента. При возникновении указанных явлений необходимо немедленно тщательно промыть и проработать (на длину ведущей трубы) ствол скважины и только после установления нормальных условий бурения переходить на повышенную частоту вращения ротора. Не рекомендуется применение повышенной частоты вращения ротора при бурении в твердых породах с промывкой технической водой.

	При бурении долотами с герметизированными спорами и твердосплавным вооружением неравномерное вращение и подача долота, резкое торможение и внезапные остановки, толчки и удары, повышенный уровень вибрации приводят к разрушению (поломкам, сколам и т.п.) твердосплавных зубцов и преждевременному выходу из строя герметизирующих элементов и опор в целом. При появлении в ходе долбления вибраций для их подавления необходимо уменьшить осевую нагрузку или изменить частоту вращения ротора.

	Если изменение, в рациональных пределах, указанных параметров не приводит к уменьшению амплитуды колебаний до приемлемого уровня, то это свидетельствует о завышенной моментоемкости долота или недостаточном маховом моменте УБТ для данного сочетания типа долота и разбуриваемых пород. 

	Следовательно, на очередное долбление необходимо использовать долото, характеризующееся меньшей моментоемкостью или увеличить маховый момент УБТ, желательно за счет увеличения их диаметра.

	В нашей стране роторный способ бурения используется главным образом при бурении глубоких скважин, а также нижней части разреза скважин средней глубины. Следует отметить некоторые особенности режима бурения с очисткой забоя воздухом или газом, одной из которых является бурение на сравнительно невысоких скоростях вращения ротора. В процессе бурения шарошечными долотами пород средней твердости, твердых и крепких при очистке забоя газообразным циркулирующим агентом и при соблюдении других параметров режима бурения скорость вращения ротора не должна превышать 100-200 об/мин, а при бурении сыпучих и мягких пород  200-300 об/мин.

	Для обеспечения максимальных показателей бурения при использовании газообразных циркулирующих агентов необходимо соблюдать оптимальное соотношение нагрузки на долото и скорости вращения долота. Это соотношение лучше всего определяется по характеру выноса шлама из выкидной линии. Выбрасываемый на поверхность шлам должен состоять из осколков породы различных размеров (при бурении твердых и крепких пород шарошечными долотами) или скатанных кусочков легких пород, или находиться в естественном состоянии при бурении сыпучих пород и выходить обильным потоком из выкида.

	Количество шламовой пыли должно быть минимальным, так как обильное выделение ее указывает на процесс разрушения истиранием, и для перехода на объемный режим разрушения следует увеличить нагрузку на долото и уменьшить скорость вращения ротора, если она была завышена. Для успешного бурения с газообразными циркулирующими агентами необходимо для каждого конкретного случая устанавливать минимальный предел скорости восходящего потока в затрубном пространстве. Минимальным расходом газообразного циркулирующего агента при бурении следует считать такой, при котором в затрубном пространстве с зазором между бурильными трубами и стенками скважины не менее 12... 15 мм создается скорость восходящего потока, способная выносить выбуренную породу размером первичного разрушения с избыточной скоростью 5...8 м/с.

	

	2.3.Выбор промывочной жидкости для бурения скважины

	

	Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. 

	Основны.......................