Проект строительства добывающей наклонно направленной нефтяной скважины.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ИМЕНИ ГАГАРИНА Ю.А.»

Институт урбанистики,архитектуры и строительства

Кафедра Геоэкологии и инженерной геологии 

Направление (специальность) 21.03.01. «Нефтегазовое дело»


ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

«Проект строительства добывающей наклонно направленной нефтяной 
скважины на Тепловском месторождении глубиной 2755м»


Студент                           Баранов Александр Андреевич
                                                                                                                                                         фамилия, имя, отчество
курс  4  группа   бНФГДипу-41	
Руководитель
к.г.-м.н., доцент кафедры ГИГ     _______________            Архангельский М.С
должность, ученая степень, уч. звание		подпись, дата				Инициалы Фамилия

Допущен к защите
Протокол № _____ от «_____»  «___________________» 2018 года 	

Зав. Кафедрой ______Геоэкологии и инженерной геологии______________
(полное наименование кафедры) 
__к.г-м.н_______________       ___________________		Иванов А.В
должность, ученая степень, уч. звание		подпись, дата				Инициалы Фамилия


                                                       Саратов 2018 г


СОДЕРЖАНИЕ
Введение…………………………………………………………….......................5
Общие сведения…………………………………………………...........................7
1.Геологическая часть
1.1.Тектоника……………………………………………………………………...8
1.2.Оригидрафия района работ………………………………………………….10
1.3.Литологический стратиграфическая характеристика и физикомеханические свойства горных пород по разрезу скважины…………………11
1.4.Нефтегазоводоносность по разрезу скважины………………………...…..13
1.5.Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению………..16
1.6.Промыслово геофизические исследования………………………………...17
2.Техническая часть
2.1.Обоснование точки заложения скважины……………………………...…..14
2.2.Состояние техники и технология бурения сважин на месторождениях…14
2.3.Выделение зон осложниний интервалов с несовместимыми условиями бурения построение графиков давлений……………………………………….14
2.4.Обоснование выбор и расчет типа профиля ствола скважины…………...22
2.5.Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта расчет конструкции скважины……………………………………………………………………...….23
2.6.Разделение геологического разреза на интервалы условно одинаковойбуримости…………………………………………………………………..…….27
2.7.Выбор способа бурения……………………………..............................……28
2.8Анализ и выбор эффективных типов породоразрушающих инструментов, и схемы их промывки…………………………………………...……………….29
2.9.Проектирование режима бурения
2.9.1.Расчет осевой нагрузки на долото……………………………..…………31
2.9.2.Расчет максимальной величины давления на выкиде буровых насосов..32
2.9.3.Обоснование расхода бурового раствора…………………………..……34
2.9.4.Расчет частоты вращения…………………………………………………35
2.10.Обработка бурового раствора………………………………………..……38
2.10.1.Контроль параметров бурового раствора………………………………40
2.11.Обоснование и выбор системы отчистки бурового раствора……….…..40
2.12.Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажныхматериалов…………………………………………………………………….…42
2.13.Технологическая оснастка обсадных колонн
2.14.Спуск обсадных колонн……………………………………………………43
2.14.1.Подготовка ствола скважины к спуску………………………………....45
2.14.2Подготовка обсадных труб к спуску………………………………….…46
2.14.3.Подготовка бурового оборудования…………………………………….47
2.15.Обоснование способа цементирования обсадных колонн………………48
2.16.Обоснование способа вызова нефти
2.16.1.Испытание горизонтов на продуктивность в эксплуатационной колонне…………………………………………………………………………..49
2.16.2.Вызов притока снижением уровня свабированием…………………….51
2.16.3.Расчет продолжительности свабирования скважины…………...……..54
2.17.Расчет нагрузки на крюке,выборбуровой установки…………………....56
2.18.Геолого-технический наряд………………………………………….……57
3.Специальная часть-методы освоения скважин с различной конструкцией скважин
3.1.Расчеты и обоснование величины дипрессии при вызове притока и отработки скважины…………………………………………..…………………58
3.2.Разработка технологии освоения сважины оборудованной зацементированным хвостовиком или эксплуатационной колонной……..…65
3.3.Отработка и исследование скважины,заключительные работы………….68
ВЫВОДЫ……………………………………………………………………...…69
4.Экономическая часть
4.1.Составление нормативных карт……………………………………70
4.2. . Корректировка сметной стоимости строительства скважины…80
4.3.Составление сметных расчетов № 3.1, № 3.2 и уточненного сводного сметного расчета…………………………………………………………….….80
5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
5.1 Обеспечение безопасности рабочих при бурении скважины………....92
5.2.Экологичность проекта………………………………………………..….98
Чрезвычайные ситуации……………………………………………………..105
Заключение…………………………………………………………………….110
Список использованных источников…………………………………………113
























Введение
     Выпускная квалификационная работа на тему: «Проект строительства наклонно направленной нефтедобывающей скважины на Тепловском месторождении глубиной 2755м» состоит из пятиглав, выполненных на 117 страницах, 5 рисунков, 28 списка литературы, 42 таблиц.
      Цель работы – оценка эффективности методов освоения скважин с различной конструкцией. В процессе проводились экспериментальные исследования освоения скважин. В результате исследований обоснован анализ технического уровня проектирования, строительства и эксплуатации газовых скважин, который выявил необходимость разработки технических решений направленных на повышение качества освоения и  надежности  работы скважины как объекта длительной эксплуатации при максимальной производительности скважины с учетом коллекторских свойств и характеристик продуктивных газовых объектов Тепловского месторождения.
     Объект исследования:Тепловское месторождение Номер района строительства скважины 5ЕПуровский районЯмало ненецкий АО.Тепловскоеместорождение включает в себя несколько поднятий: Мичминское, Северо-Нояборьское,Теплорское, Сапоркинское, Той-Йорское, Кушанское и Мильтонское.     
     Для реализации цели выпускной квалификационной работы поставлены следующие задачи:.
 - общая оценка эффективности разработки месторождения
 -Выбор буровой установки и оценка состояния оборудования 
-оценка эффективности методов освоения скважин с различной конструкцией.
-усовершенствование методов заканчивания строительства скважин
     Актуальность настоящей работызаключается в разработке оптимальных технологийразработаны технологииснижения уровня скважинной жидкости: нагнетанием газа компрессорными установками; с применением скважины-донора; с помощью колтюбинговых установок. Рекомендованы методы воздействия на призабойную зону продуктивного горизонта с целью его очистки и получения проектной продуктивности скважины. Доказана патентная чистота предлагаемых технико-технологических решений
     - В перспективе улучшение технико-экономических показателей общества будет связано с дальнейшим повышением эффективности геологоразведочных работ, совершенствованием разработки месторождений, а также расширением внедрения новых методов повышения нефтеотдачи, - гидроразрывов, биополимерного заводнения, селективная и изоляция заколонныхперетоков и выравнивание профиля вытеснения и т.д. 
В ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз" создан научно-технический совет для проведения активной научно-технической политики, направленной на разработку и использование передовой техники и технологий в области нефтедобычи, бурения, строительства, для повышения эффективности финансово-экономической деятельности.
- В данной работе рассматриваются технико-технологические решения по освоению скважин в зависимости от их конструкции: с открытым забоем; зацементированной колонной в зоне продуктивного пласта. Рассчитан и рекомендован диапазон допустимых величин депрессий при освоении эксплуатационных объектов на  Тепловском месторождении. Определены требования к подготовительным работам перед перфорацией, при перфорации, к подготовительным работам перед вызовом притока, при вызове притока, отработке скважин. Разработаны технологии вторичного вскрытия продуктивного горизонта с применением насосно-компрессорных и безмуфтовых длинномерных труб при репрессии и депрессии на пласт, обоснован выбор оборудования и перфо-раторов для осуществления прострелочных работ. 



1.ОРГАНИЗАЦИОННО – ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПРОИЗВОДСТВА БУРОВЫХ РАБОТ

1.1. Общие сведения 
1 Номер района строительства скважины (или морской р-он)
5Е 2
         Площадь (месторождение)
Тепловское
       3  Расположение (суша, море)
Суша
       4  Цель бурения и назначение скважины
Эксплуатация
       5  Проектный горизонт
Валанжин
       6  Проектная глубина, м: по вертикали
                                                по стволу
2755м
2830м
       7Число объектов испытания,шт:в колонном
 открытом  стволе

Нет
       8Вид скважины (вертикальная, наклонно направленная, кустовая)
Наклонно направленная
       9Тип профиля
4-х интервальный
       10Азимут бурения,град
Согласно схеме куста
       11Максимальный зенитный угол,град
1.5
       12Максимальнаяинтенсивность изменение зенитного угла,град
1,5
       13Глубина по вертикали кровли (базисного) пласта,м
м 2659
       14 Отклонение от вертикали точки входа в кровлю        продуктивного (базисного) пласта, м
В среднем 600
       15 Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю       продуктивного (базисного) пласта от проектного          положения (радиус круга допуска), м
50
       16  Категория скважины
Первая
       17  Способ бурения
Роторно-турбинный
       18  Вид привода
Электроприводной
       19  Вид монтажа (первичный, повторный)
Первичный
       20  Тип буровой установки
Уралмаш 3000 ЭУК-1 региона
       

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Тектоника
Тепловское месторождение приурочено к Минчимкинского куполовидному поднятию II порядка, расположенному в северной части Нояборьского свода. Минчимкинская структура II порядка представляет собой крупную брахиантиклинальную изометрическую складку, с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями III порядка, оконтуривающимисяизогибсами 2600 и 2625 м [1].
     Из структур III порядка самым южным из поднятий является Северо-Нояборьское, которое вытянуто в меридиальном направлении. Оконтуривающая изогипса 2600 м объединяет несколько куполовидных поднятий и раскрывается на Вершинное поднятие. 
     В западной части Минчимкинской структуры расположено собственно Минчимкинское поднятие III порядка, оконтуривающееся изогипсой 2600 м и имеющее в ее границах размер 13,5?4,7 км, амплитуда 37 м с пологими углами наклона крыльев до 2°. Это поднятие имеет линейно-вытянутую форму в меридиальном направлении.
     На северо-западе к Минчимкинскому поднятию примыкает Теплорское и Сапоркинское поднятия, которые объединяются изогипсой 2625 м. Теплорское поднятие осложнено двумя небольшими куполовидными поднятиями по замыкающей изогипсе 2600 м размеры самого крупного из них 2?1,8 км.
     Непосредственно к востоку от Теплорского поднятия расположена группа локальных поднятий оконтуриваемых изогипсами 2625 м., которые объединяются в Той-Йорское поднятие, по своим размерам они очень небольшие.
     На востоке Минчимкинская структура граничит с Кушанским поднятием, отделяясь от него неглубоким прогибом. Кушанское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, имеющую северо-восточное простирание.
     К востоку от Кушанского поднятия расположено Мильтонское, которое по замыкающей изогипсе 2625 м, имеет размеры 16,2?9,5 км с амплитудой 41 м. 
     Таким образом, Тепловское   месторождение включает в себя несколько поднятий: Мичминское, Северо-Нояборьское, Теплорское, Сапоркинское, Той-Йорское, Кушанское и Мильтонское.  
     	
     
     
     
     
     






















1.2 Орогидрография района работ
     
     Таблица 1 - Общие сведения о районе буровых работ

Наименование
Значение (текст, название, величина)
       Наименование площади
(месторождения)
Год ввода площади в разработку
Административное положение:
- Республика;
- Область (край, округ);
- Район
Температура воздуха, оС
- среднегодовая;
- наибольшая летняя;
- наименьшая зимняя
Максимальная глубина промерзания грунта, м
Продолжительность отопительного периода, сутки
Преобладающее направление ветров
- зимой 
- летом
Наибольшая скорость ветра, м/с
Многолетнемерзлые породы, м
- кровля
- подошва
Сведения о площадке строительства буровой
- рельеф местности
- состояние местности
- толщина снежного покрова, см
- толщина почвенного слоя, см
- растительный покров
- категория грунта


Тепловское

1987

Российская Федерация
Тюменская (Ямало-Ненецкий)
Пуровский

-5; -6
+32
-60

3,0-3,0

277

юз-з
с-св
22

0;   160
10; 350



равнинный, слабо всхолмленный
заболоченная с озерами
80-105
30
сосново-березовый
торфяно-болотные, пески, суглинки, глины, супеси
       






1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 2 - Стратиграфическая характеристика горных пород по разрезу скважины


Глубина залегания, м

Стратиграфическое подразделение
Элементы залегания
( падения)
пластов по подошве
Коэффициент кавернозности интервала
       от
(кровля)
до
(подошва)

название

индекс
угол
( средне взвешенная величина)
       



град.
мин.

       0

50
140

240
330
460
685
805
885
1025
1075
1960
2060
2580
50

140
240

330
460
685
805
885
1025
1075
1960
2060
2580
2755
Четвертичные отложения
Журавская свита
Новомихайловская свита
Атлымская свита
Чеганская свита
Люлинворская свита
Талицкая свита
Ганькинская свита
Березовская свита
Кузнецовская свита
Покурская свита
Алымская свита
Вартовская свита
Мегионская свита
Q

P 2/3
P 2/3

P 1/3
P 1/3-P 3/2
P 2/2
P 1
K 2
K 2
K 2
K 1+K 2
K 1
K 1
K 1
-

-
-

-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
-

-
-

-
-
-
-
-
30
30
40
40
40
30
1,5

1,5
1,5

1,5
1,5
1,5
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
              
     Таблица 3 - Литологическая характеристика разреза скважины


Индекс стратиграфического подразделения
Интервал
Описание горной породы:  полное название, характерные признаки 
( структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
       
от
(верх)
до
(низ)

       1
2
3
4
       Q
P 2/3

P 2/3
P 1/3
0
50

140
240
50
140

240
330

Суглинки, глины, пески
Глины серые песчанистые, пески серые разнозернистые
Чередование глин, песков, алевролитов
Глины серые алевритистые, пески с/серые м/з с прослоями бурых углей
       1
2
3
4
       P 1/3-P 3/2
P 2/2
P 1
K 2
K 2
K 2

K 1+K 2



K 1

K 1



K 1
330
460
685
805
885
1025

1075



1960

2060



2580
460
685
805
885
1025
1075

1960



2060

2580



2755
Глины з/серые вязкие
Глины з/серые, опоки серые
Глины т/серые алевритистые
Глины з/серые извесковистые пластичные
Глины серые однородные, опоки серые
Глины т/серые с линзами кварцево-глауконитового песка
Чередование песчаников, песков, глин и алевролитов; пески серые м/з, песчаники м/з и с/з местами известковистые, алевролиты серые, глины серые песчанистые
Аргиллиты т/серые с прослоями алевролитов, песчаники серые слабо слюдистые
Чередование песчаников с аргиллитами и алевролитами, песчаники серые м/з глинистые, аргиллиты з/серые, алевролиты серые
Аргиллиты т/серые, алевролиты с/серые карбонатные, песчаники серые известковистые м/з кварцево-полевошпатовые
            
Таблица 4 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу    скважины

Индекс стратигра-фического подразделения

Интервал, м
Краткое название горной породы
Плот-ность,
кг/м3
Порис-тость,
?
Проница-емость,
мкм2
Гли-
нис-
тость,
?
Кар-бонат-ность,
?
       
от
(верх)
до
(низ)






       1
2
3
4
5
6
7
8
9
       K2+K1(ПК)
К1 (АП 5/0)
К1 (АП 11)
К1 (БП 1/3)
К1 (БП 2+3)
К1 (1БП 6)
К1 (2БП 6)
1075
2070
2326
2420
2450
2659
2693
1960
2110
2334
2429
2458
2666
2701
Песчаник
песчаник
песчаник
песчаник
песчаник
песчаник
песчаник
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,12
2,15
26-27
24
20
22
21
21
19
0,6
0,102
0,45
0,008
0,01-0,93
0,016
0,021
13
17
17
16
17
15
15
16
17
17
18
17
17
17
       Предел 
текучести,
МПа
Твердость,
МПа

Коэффициент пластичности

Абразивность

Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и тд.)
       10
11
12
13
14
       0,9-21,3
-
-
-
-
-
-
1,4-23,4
-
-
-
-
-
-
1,1-4,5
-
-
-
-
-
-
III-VIII
-
-
-
-
-
-
МС
С
С
С
С
С
С
       
     


Таблица 5 - Градиенты давлений и температура по разрезу скважины

Индекс
стратигра-
фического
подразде-
ления
Интервал, м
Градиент
       
от
(верх)
до
(низ)
пластового
давления,
(МПа/м).102
порового
давления,
(МПа/м).102
гидрораз-рыва
пород,
(МПа/м).102
горного
давления,
(МПа/м).102
геотерми-
ческий,
0С/100 м
       Q-P 2/2
P 2/2-K 2
K 2-K 1
K 1
0
580
1075
1960
580
1075
1960
2680
Рпл=Ргидр.
1,0
1,0
1,0
-
-
-
-
2,0
2,0
1,7
1,65
2,2
2,2
2,2
2,2
3
3
3
3
            
     1.4 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
     
     Таблица 6 - Нефтеносность

Индекс стратигра-фическогоподразде-ления

Интервал, м
Тип коллектора
Плотность,
кг/м3
Подвижность,
дарси на санти пауз


Содержание серы,
%
парафина,
?
       
от
(верх)
до
(низ)




       1
2
3
4
5
6
7
       К1 (АП50)
2101
2110
Поровый
0,887
0,05
0,35/1,62
       
       1
2
3
4
5
6
7
       К1 (БП 1/3)
К1 (БП 2+3)
К1 1БП 6)
К1 (2БП 6)
2424
2454
2659
2693
2429
2458
2666
2701
Поровый
поровый
поровый
поровый
0,836
0,840
0,836
0,838
0,01
0,01
0,02
0,33
0,28/4,42
0,42/4,88
0,24/3,43
0,32/4,41
       Свободный дебит,
 м3/сут
 
Газовый фактор, м3/т
Относительно по воздуху плотность газа
Динамический уровень в конце 
эксплуатации
Температура жидкости в колонне на устье скважины при эксплуатации,
град.
       8
9
10
11
12
       До 200
до 10
10-20
10-15
28-30
80
115
101
115
136,7
0,755
0,953
0,953
0,953
0,97




1400
30-35
-
-
-
-
       Примечание В пластах АП50, БП 1/3, БП 2+3, БП 6    отмечаются присутствие
                    нефти газа от 80 до 140 м3/т                        
       

     
     Таблица 7 - Водоносность

Индекс 
стратиграфического подразделения

Интервал, м
Тип коллектора
Плотность,
кг/м3

  Дебит,
 м3/сут
 
       
от
(верх)
до
(низ)



       1
2
3
4
5
6
       К1 +K2
К1 (AП5)
К1 (AП11)
К1 (БП 2+3)
К1 (БП 6)
1075
2115
2340
2465
2710
1960
2120
2345
2470
2715
Поровый
поровый
поровый
поровый
поровый
1,01
1,01
1,012
1,012
1,012
2500
7.2
-
0.5
-
       
Окончание таблицы 7

Химический состав (воды),  % экв.
Минерализация,
г/л
       анионы
катионы

       CL-
SO--4
HCO-3
Na +(K)
Mg ++
Ca ++

       7
8
9
10
11
12
13
       98
97
97
97
97
-
-
-
-
-
2
3
3
3
3
89
92
83
83
83
3
2
1
1
1
8
6
16
16
16
17-19
19-20
20-22
23
23-25
       

1.5 Возможные осложнения при бурении

     Таблица 8 – Поглощения бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м
Максимальная интенсивность поглощения, 
м3/ч
 Условия возникновения, в том числе допустимая репрессия
       
от(верх)
до(низ)


       




       Q-P 2/2
0
580
До 5 
Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО
             




     
     
     Таблица 9 – Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м
Вид проявляемого
флюида
(вода, нефть, газ)


Условия возникновения
       
от
(верх)
до
 (низ)


       К1-К2(ПК)
К1 (АП50)
К1 (АП 11)
К1 (БП 1/3)
К1 (БП 2+3)
К1 (БП 1/6)
К1 (БП 2-6)
1075
2070
2326
2420
2450
2659
2693
1960
2110
2324
2429
2458
2666
2701
Вода
нефть+газ
газ+вода
нефть+газ
нефть+газ
нефть
нефть
Снижение гидростатического
давления в скважине из-за:
- недолива жидкости;
- подъема инструмента с «сальником»;
- снижение плотности жидкости, уплотняющей скважину ниже допустимой величины
            

     Таблица 10 – Осыпи и обвалы стенок скважины
     
Инде-ксстра-ти-графи-чес-кого под-раз-деле-ния

Интервал, м
Устойчи-вость
пород, измеряемая
временем 
от 
момента вскрытия 
до начало осложне-
ния, 
сутки
Интен-
сив-
ность
осыпей 
и
 обвалов
Проработка интервала
из-за этого осложнения






Условия возникновения
       


от
(верх)


до
(низ)



мощ-ность,
м

скорость, м/ч

       Q-P2/2
P2/2-К2
0
580
580
1075

3
3

Интенсивн.
слабые
580
495

100-120
100-120
Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента или материалов), не соблюдение параметров бурового раствора – в т.ч. плотности, водоотдачи, вязкости и др., не своевременная реакция на признаки осложнений.
       


Таблица 11 – Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м
Репрессия при прихвате,
МПа


Условия возникновения
       
от(верх)
до (низ)


       Q-P 2/2
0
580
-
Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО 
            
	1.5 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению  скважины; сведения по эксплуатации

Таблица 13 – Испытание продуктивных горизонтов в эксплуатационной      колонне 

Харак-терис-тика 
объекта 
(фонтан, 
не фонтан)
Индекс страти-графи-ческогоподраз-деления
Интервал залегания объекта испытания, м
Перфораци-онная среда
Коли-
чество
отвер-
стий
на 1 п.м.
шт.
Вид
перфорации: пулевая, кумулат., снарядная гидропеско-струйная
Типо-размерперфо-ратора
       

от 
(верх)
до (низ)
вид
плот-ность,
г/см3



       1
2
3
4
5
6
7
8
9
       Фонтан
К1 (БП 6)
2659
2701
CaCl2
1,10
10
Кумулятивный
ПК-105
       Количество зарядов, спускаемых одновременно
 Количество режимов (штуцеров испытания)
Способ вызова притока: смена раствора на воду, замена воды на нефть, свабирование.  
Снижение давления на пласт
 при 
испытании объекта, 
МПа
       10
11
12
13
       20
1
Замена солевых растворов на воду, снижение уровня жидкости свабированием
9
       

     
1.6Промыслово – геофизические исследования

Таблица 14 –  Комплекс промыслово-геофизических исследований   наклонных скважин






Методы исследований
Замеры проводятся в интервале бурения под колонну
( глубина по вертикали, м)
       
кондуктор
эксплуатационная колонна
       
М 1:500
М 1:500
М 1:200
       
от 0
от башмака кондуктора
 от 2020
       
до башмака кондуктора
до 2020
до 2755
       А12




3456789Б1

23456

7
Исследования в открытом стволе
Стандартный каротаж АМ – 0,5 и ПС
БКЗзондами AO04MO.1N
                             A1.OMO.1N
                             A2.OMO.5N
                             A4.OMO.5N
                             NO.5M2.OA
Резистивиметрия
Индукционный каротаж
Боковой каротаж
Инклинометрия
Кавернометрия + профелеметрия
Газовый каротаж
Термометрия
Исследования в колонне
Цементометрия колонн приборами: АКЦ, ГГЦ
Локация муфт до и после перфорации
Гамма каротаж
Нейтронный каротаж
Перфорация ПК – 105 (10 отв/м)
Термометрия при простаивании скв. более 15 сут.
Повторный РК










Через 25 м




+

+
+

+










Через 25 м

+


+

+
+
+

+
+

+
+
+
+
+
+
+
+
+
Через 25 м
+
+
+



+
+
+
+
+
+
+
             
     






2 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
     
     2.1 Обоснование точки заложения скважины 
Для определения точки заложения скважины приводится выкопировка из структурной карты Тепловского месторождения рисунок.
     Глубина скважины Hскв, м определяется по формуле
     
     ,					(1)
где   НКП – глубина кровли продуктивного пласта по вертикали, м;
    hПЛ – мощность продуктивного пласта, м;
    hЗ – глубина зумпфа, м.
      м.
     По структурной карте в участке первоочередного разбуривания принимаем скважину № 720 проектная глубина, которой составляет 2755 м по вертикали. 
2.2 Состояние техники и технологии бурения скважин на месторождении
На Тепловском месторождении при бурении наклонно - направленных скважин глубиной до 3000 м применяются буровые установки типа Уралмаш – 3000ЭУК – 1м с вышкой типа ВМР - 45?200У. Установка для испытания А – 50 [1].
     Основной способ бурения турбинный, с  использованием забойных двигателей 3ТСШI– 195, Д2 – 195, Д5 – 195. Реже используют ТНВ - 195 (1 секция Д2 - 195 и 2 секции 3ТСШ - 195) или используют сочетание (2 секция 3ТСШ – 195 + РМ – 195).
     Буровые насосы применяются типа УНБ – 600.
     
2.3тВыделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построения совмещенного графика давлений

     Оптимальное число промежуточных обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважины определяется графически, по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые строятся сопоставлением градиентов пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва (поглощения) пластов рисунок 2 [1].
     Градиенты пластовых давлений и давлений гидроразрыва определяются по ниже перечисленным формулам
     
     
     
     ;                                                (2)
     ;                                                 (3)
     ,                                               (4)
где  PПЛ, PГР,Руст – соответственно пластовое давление и давление гидроразрыванаглубинеZ , МПа.
     Результаты вычислений градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва сведены в таблицу 15.
     
     
     
     
     
     
     
     
     Таблица 15 - Совмещенный график давлений
Глубина, м
Страти-графия
Лито-логия
Интервалы возможных геологических осложнений
Характер насыщен-ности (вода, нефть, газ)
Градиенты давлений, (МПа/м) 102
       




плас-тового
гидроразрыва
       580







1075




1960




2755
Q – P 2/2







P 2/2 – K 2




K 2 – K 1




K 1
Пески, глины






Глины, опоки и опоковидные глины
Глины, песча-ники
аргиллиты
Интенсивные осыпи и обвалы стенок скважины, поглощение бурового раствора, кавернообразование, прихваты инструмента, ММП.
Слабые осыпи и обвалы стенок скважины


Разжижение бурового раствора, сужение ствола скважины, водопроявления
Сужение ствола скважины, нефтегазово-допроявления













Вода




нефть, вода,
газ
1,0







1,0




1,0






1,0
2,0







2,0




1,7






1,65
            	
     Анализ графика показывает отсутствие в разрезе пластов с аномально высоким пластовым давлением и зон значительных осложнений характеризует его как область совместимых условий бурения и позволяет использовать одноколонную конструкцию.
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     




                                                                                                                                  2755





                                                                                                                                   2655
                                                                  № 720       




                                                                                                                                      2555













Условные обозначения:

2555           - изогипсы кровли ;  


- ГВК;


№ 720 - номер куста;


- пробуренный куст.


Рисунок 1 - Выкопировка из структурной карты по кровле сеномана
                            участка Южно-Танловского месторождения
                            М 1 : 100000    
     2.4 Обоснование, выбор и расчет типа профиля ствола скважины
Учитывая опыт бурения наклонно – направленных скважин, принимаем профиль скважины состоящий из четырех участков: вертикального участка, участка набора зенитного угла, участка стабилизации зенитного угла и участка снижения зенитного угла [2]. 
     Начало интервала набора кривизны для скважин бурящейся с кустовой площадки, выбирается в соответствии с требованиями .
     Максимальный зенитный угол на участке набора зенитного угла Sina, 0 определяется по формуле 
     
     ,			(5)

где   Sin? - максимальный зенитный угол на участке набора, град;
 А – отклонение, м;
H – глубина скважины по вертикали, м;
h-  глубина по вертикали начала интервала набора зенитного угла, м.
     
     ;							(6)
     
     H0 = H-h,							(7)

где R1, R2 – соответственно радиусы искривления ствола скважины на участках увеличения и снижения зенитного угла; м. 
     
     ;							(8)

,							(9)

где  i10, i100 –максимально допустимая интенсивность изменения зенитного угла в интервалах увеличения угла и работы погруженных насосов соответственно; град/10 м, град/100 м.
     2.5 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины

     Расчет конструкции скважины производится  в два этапа. На первом этапе обосновывается метод вхождения в пласт, количество обсадных колонн, глубины их спуска. На втором – размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования [14].
     В соответствии с требованиями п.2.2.3.3  строится совмещенный график   пластовых давлений и гидроразрыва пород рисунок 2   с использованием геологического материала раздел 1.  
     По совмещенному графику давлений  и геологического материала определяем число и интервал спуска обсадных колонн, которые перекрывают зоны возможных осложнений при бурении. 
     Диаметр эксплуатационной колонны выбираем исходя из ожидаемого суммарного дебита, габаритов оборудования, которое должно быть, спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов, проведения геофизических исследований, опробования продуктивных пластов . Так как  дебит равен 100 - 150 м3/сут. Диаметр эксплуатационной колонны принимаем 146 мм. Диаметр долота под эксплуатационную колонну dд, мм и диаметр предыдущей колонны (dн)ПРЕД, мм  вычисляем по формулам 
     
     ;						(10)
     , 					(11)
     
где ?в – радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (?в больше 3-5 мм);










































































    
    
    
    
    
    
    Рисунок 3 – Профиль ствола скважины
?н – разность диаметров между муфтой обсадной колонны и с
тенкой



ствола скважины;
? –  наибольшая толщина стенки труб данной колонны.
     Диаметры обсадных колонн и долот для бурения под них определяем снизу вверх (10-11).
     Расчетные значения диаметров долот уточняется по ГОСТ – 20692 – 2003, а для обсадных труб по ГОСТ 632 – 80 .	
     При разработке конструкции скважины приняты во внимание следующие горно-геологические особенности строения разреза.
     Многолетнемерзлые породы залегают в два слоя.
     Верхний слой ММП залегает до глубины 10 м, возможно до 50 м. Температура – до минус1,2 0С. Льдистость – до 40 %.
     Второй слой залегает в интервале 160 – 350 м. Температура – до минус     0,5 0С. Льдистость – до 25 %.
     Чисто газоносных горизонтов в разрезе нет.
     Нефтеносные горизонты залегают в интервале 2659 – 2701 м. Породы в интервале продуктивной залежи имеют незначительную проницаемость, а их устойчивость не велика. Исходя из этого, продуктивный пласт разбуривают, не перекрывая предварительно вышележащую толщу пород обсадными трубами. Пробурив скважину в продуктивном пласте, укрепляют ее эксплуатационной колонной и цементируют. Далее, используют  способов вторичного вскрытия пласта, в эксплуатационной колонне и цементном камне пробивают отверстия, используя перфоратор. Способ позволяет получать приток жидкости из любого по толщине участка продуктивного пласта.
     Цель бурения – добыча нефти.
     Тогда  диаметра долота под эксплуатационную колонну по формуле (10) равен
     dД  =  0,166 + 0,020 =  0,186 м.
     
     Принимаем долото с диаметром 215,9 м.
     Произведем расчет диаметра кондуктора по формуле (11)
     
     ( d Н )ПРЕД.  =  0,2159+ 2?(0,005 + 0,007)  =  0,24 м.
     
     Диаметр кондуктора принимаем равным 245 мм.
     Аналогично рассчитываем диаметр долот для бурения под направление и  кондуктор и диаметр направления.
     2.6 Разделение геологического разреза на интервалы условно одинаковойбуримости
Проверка однородности пачек одинаковой буримости делается методом сравнения средних , в качестве показателя используется проходка на долото Н, полученная при бурении данного интервала [9]. Имеется вариационный ряд – набор значений проходки на долото Нi в данном интервале бурения. Необходимо все члены ряда расположить в порядке увеличения
    
    ,					(12)

где n – число членов ряда.
     Для исключения грубых ошибок проводится проверка крайних значений вариационного ряда. Для значения H1 проверка делается следующим образом. Вычисляется левая часть неравенств 12 -15 и сравнивается со значениями К1, К2, К3.
    ;						(13)
    ;						(14)
    .						(15)
     
     Если любое из неравенств не выполняется, то величина H1 признается грубой ошибкой и исключается из вариационного ряда.
     Аналогично делается проверка для значения Hn
     
     ;  					(16)
     ;					(17)
     .					(18)
При невыполнении из неравенств величина Hn из ряда исключается, а при невыполнении неравенства 18 исключается и значение Hn-1.
     После исключения грубых ошибок определяются характеристики вариационных рядов: 
     среднее значение
     ,						(19)
среднее квадратичное отклонение
     ,						(20)
Для сравнения однородности пачек буримости (т.е. сравнения двух вариационных рядов) вычисляется общее среднее квадратичное отклонение:
     
     ,				(21)

где  S1 – среднее квадратическое отклонение для первого интервала;
S1 – среднее квадратическое отклонение для второго интервала;
n1, n2 – число членов первого и второго ряда соответственно.
     Затем вычисляют параметры Стьюдента разности 
     ,					(22)
     
     и сравнивают его с табличным значением параметра распределения Стьюдента tпри надежности статической оценки Р равное 0,95 и числе степеней свободы .
     В случае если t1,2 больше t, то различие среднихи статистически значимо и рассматриваемые интервалы не могут быть объеденены в один интервал по буримости.
     В случае если t1,2 меньше t, то различие среднихи  статистически незначительно то рассматриваемые интервалы можно объеденить в один характерный интервал по буримости.
     2.7Выбор способа бурения
Опыт бурения показывает, что при бурении наклонно-направленных скважин глубиной до 3000 м на м.......................