Требования к буровому раствору для бурения под кондуктор

Оглавление:
I. Геологический раздел
 Общие сведения о районе работ  ..………………………………………....  3
1.1. Сводные технико-экономические данные …………………………………..  5
1.2. Геологическая характеристика ………………………………………………  9
1.3. Возможные осложнения в бурении ………………………………………… 14
1.4. Промыслово-геофизические исследования (ГИС) ………………………...  17
   II. Раздел проектирование
2.        Расчеты по проектированию скважин …………………………………...  19
2.1. Проектирование конструкции скважин ……………………………………   19
2.2. Проектирование профиля скважины ……………………………………….  22
2.3. Расчет прочности обсадных колонн ………………………………………..  26
2.4. Расчет проходимости обсадных колонн …………………………………...   38
3.  Устьевое и противовыбросовое оборудования ……………………………..   40  
4. Методы оценки состояния обсадных колонн и периодичность 
испытаний ................................................................................................................. 42
5.  Буровые растворы ……………………………………………………………..  43
5.1. Требования к буровому раствору для бурения под кондуктор …………...  48
5.2. Требования к буровому раствору для проходки наклонных участков и горизонтального ствола  …………………………………………………………  48
6.  Особенности технологии бурения горизонтального ствола ……………….  52
                                              III. Раздел крепления
7.   Крепление скважины …………………………………………………………  55
7.1 Технико-технологические решения для сохранения по креплению 
скважины ……………………………………………………………………….....  55
7.2. Крепления кондуктора ………………………………………………………  58
8.    Крепление эксплуатационной колонны ……………………………………  60
9. Расчет режима цементирования эксплуатационной колонны ……………… 62
10. Общая характеристика тампонажного раствора …………………………… 63
11. Схема обвязки устья скважины ……………………………………………... 66
12. Потребное количество цементировочной техники ………………………… 67
                              IV. Раздел по безопасности проектных решений
13. Безопасность жизнедеятельности при строительстве скважины на Юрхаровском ГКМ ……………………………………………………………….  68
13.1. Безопасность труда при спуске обсадных колонн в скважину ………….. 68
13.2. Безопасность труда при цементировании ………………………………… 71
13.3. Экологическая безопасность ………………………………………………. 72
13.4. Безопасность труда при предупреждении и ликвидации 
прихватов БК .……………………………………………………………………..  75
14. Список использованной литературы ………………………………………... 76
             













 Общие сведения о районе работ
           Юрхаровское газоконденсатонефтяное месторождение расположено за Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова, на границе Пуровского и Надымского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Базовые для освоения  города -  Новый Уренгой и Надым находятся в 190 км к югу и 325 км к юго-западу от района работ. Месторождение имеет площадь примерно 260 км2 и расположено в 50 км к востоку от принадлежащего Газпрому Ямбургского месторождения и приблизительно в 300 км к северу от г Новый Уренгой. Эксплуатационное бурение производится на суше, месторождение осваивается с применением горизонтальных скважин. Юрхаровское месторождение имеет 1 залежь природного газа, 19 газоконденсатных залежей и 3 нефтегазоконденсатных залежи. Глубина залегания углеводородов варьируется от 1 000 до 2 950 метров, при этом валанжинский горизонт, который характеризуется наличием проницаемого песчаника, является основной областью добычи. Продуктивные залежи компактно расположены на небольшой географической территории, что повышает эффективность разработки и освоения этих запасов, как    с точки зрения капитальных вложений, так и с точки зрения операционных затрат.                                Лицензией на геологическое изучение и добычу углеводородов владеет НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ, 100% дочернее общество НОВАТЭКа. Добыча газа и газового конденсата ведется с 2003 г. Доказанные запасы (SEC) месторождения на 31.12.2011 составляют 445,6 млрд. м3 газа и 24,2 млн. тонн жидких углеводородов. На месторождение доставляют грузы  по железной дороге от Тарко-Сале до ст. Коротчаево или Тундра и далее автомобильным транспортом. В период навигации основные грузы возможно доставлять  по районе Пур от поселка Тарко-Сале. Тазовская губа является судоходной на всем протяжении от середины июля до середины октября. Климат района работ - резко континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким летом. Самые холодные месяцы январь-февраль со средней температурой минус 24- 26 °С. Абсолютный минимум температуры - минус 58 °С. Лето короткое с похолоданиями и заморозками. Средняя температура летних месяцев колеблется от 6 до 9 °С, а максимальная  31°С.  Среднегодовая температура –6,90С. Среднегодовое количество осадков составляет 350 - 400 мм, основное их количество выпадает в летнее время. Общее представление о районе работ представлено по  карте (рис.1), на которой указаны также маршруты доставки грузов.

Рис.1. Расположение месторождения
 Сводные технико-экономические данные              Таблица 1
№
Наименование данных
Значения

1
Номер района строительства скважины (или морской район)
2Г
2

Номера скважин, строящихся по данному проекту

272, 273, 274 базовая № 273 
Все скважины горизонтальные, имеют одинаковую конструкцию  и бурятся на пласт АУ7. Отклонение длин обсадных колонн от проектных не превышают
 ± 500 м, что отвечает требованиям           ПБ 08-624-03, п.2.2.1, стр.47. Конкретные величины длин колонн и профили скважин будут определены по результатам бурения и освоения скв. № 273
3
Площадь (месторождение)
Юрхаровское
4
Расположение (суша, море)
Суша
5
Цель бурения и назначение скважины
Добыча газа и конденсата,
 Эксплуатационная
6
Проектный горизонт
АУ7
7
Длина участков по вертикали (стволу):
- вертикальный участок
-участки набора кривизны
-горизонтальный участок



0-600
600-1027 (600-1149); 2012-2050 (3849-4417)
2050-2051 (4417-4649)
8
Число объектов освоения
-в колонне
1
9
Вид скважины (вертикальная, наклонно-направленная, горизонтальная)
Горизонтальная с инвертным окончанием 
(более 900)
10
Тип профиля
Пятиинтервальный
11
Максимальный зенитный угол,  градус
более 900
12
Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град/10м
1,5
13
Глубина по вертикали  (стволу) кровли продуктивного пласта,  м
2012 (3849)
  
14
Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного пласта,  м
2805
15
Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю продуктивного пласта от проектного положения,  м

75
16
Отклонение от вертикали забоя горизонтального ствола,  м
3605
17
Длина вскрытого продуктивного пласта субгоризонтальным стволом,  м
800
18
Категория скважины
Первая
19
Металлоемкость конструкции, кг/м
75,2
20
Способ бурения
Ротор                                                       0-90

3ТСШ-240;  А9ГТ-240                          90-550

3ТСШ-240;  А9ГТ-240; ДРУ-240         550-1350 (550-2034)

ДРУ-172                                                  1350-2051 (2034-4649)
21
Вид привода
Электрический
22
Вид монтажа
 (первичный, повторный)
Повторный, передвижка на 40 м
23
Тип буровой установки
БУ 5000 /320 ЭУК-Я  с верхним приводом
24
Максимальная масса колонны, т
- обсадной
- бурильной
- суммарная (при спуске секциями)

168
151
 -
25
Тип установки для освоения
С  бурового станка
26
Продолжительность цикла строительства скважины, сутки
-при первичном монтаже
-при повторном монтаже
   строительно-монтажные работы
-при первичном монтаже
-при повторном монтаже
-при передвижке на 40 м
   подготовительные работы к бурению
-при первичном монтаже
-при повторном монтаже
-при передвижке на 40 м
   бурение и крепление
   освоение



228,2

163,2


68

3

1



1


137,8

21,4
27
Проектная скорость бурения,  
м/ст. месяц

1012



 Геологическая характеристика

ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ  ХАРАКТЕРИСТИКА  РАЗРЕЗА  СКВАЖИНЫ
                                                                                                                                                                                           Таблица 2
Стратиграфическое 
подразделение
Глубина залегания, м
Толщина, м
Коэффициент кавернозности
Стандартное описание горной породы

название
индекс
от
(кровля)
до
(подошва)





Четвертичные
Q

0

70

70

1,3
ММП: отложения торфяников, супеси, пески, глины слабоуплотненные с прослойками алевритов и мелкозернистых кварцевых песков 
Люлинворская

P211
70
165
95
1,2
ММП: опоки, глины опоковидные,  диатомитовые глины с содержаним в подошве песчано-алевритового материала
Тибейсалинская

-верхняя


-нижняя
P1tbs



165

295


295

435


130


140





1,2
ММП: пески и песчаники тонкозернистые, преимущественно кварц-полевошпатовые, слюдистые с многочисленными прослоями 
серых глин; ММП: глины среднеуплотненные, вязкие с
 маломощными  прослоями  и линзами мелко-зернистых, преимущественно алевритистых кварцевых песков


Ганькинская

K2qn

435

655



220

1,2
глины, часто извествистые, с прослоями мергелей с обугленным растительным детритом и пиритизирован- ными остатками водорослей
Березовская

-верхняя

-нижняя


K2br

655
925
925
1020

270

95




1,2
слабо алевритистые глины с тонкими прослоями глинистых материалов и пиритизированными остатками водорослей опоки, опоковидные глины с редкими прослоями глинистых алевролитов и песчаников


Кузнецовская

K2kz

1020

1080


60


1,2

глины плотные, крепкие, однородные, 
неслоистые, а также вязкие, жирные,
 листоватые, местами известковистые, 
слабослюдистые с прослоями мелко-
зернистых глинистых алевролитов, 
иногда сильно пиритизированных
Покурская

-верхняя


-средняя



-нижняя




K2pk



1080

1280

1770


1280

1770

1980

200


490


210






1,2

переслаивание песчано-алевритоглинистых пород, песчаники мелко- и среднезернистые, рыхлые и плотные с прослоями углисто-слюдистого материала, глины плотные, крепкие с прослоями мелкозернистого алеврита, аргиллиты плотные, прочные; чередование крупных пачек глин и глинистых алевролитов, песчаников, местами отмечаются прослои конгломератов из галек известняка, кварца и сидерита; характерно обилие растительного детрита, линзовых прослоев бурых углей, включений стяжений сидерита и  зерен пирита

Тангаловская
K1tn
1980

2051
960
1,05

переслаивание  аргиллитов, алевролитов, глин и песчаников с преобладанием аргиллитов
     Разрез продуктивного мелового комплекса Юрхаровского месторождения сложен чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин.
     Песчаники преимущественного светло-серого и серого цвета (реже с зеленовато-буроватыми оттенками), средне- и мелкозернистые, алевритистые. Встречаются как аркозовые, так и полевошпатовые и полевошпатово-кварцевые песчаники, с глинистым, глинистокарбонатным цементом (в цементе встречается каолинит). Выше баремского яруса песчаники слабосцементированные, переходящие в песок (покурская свита).
     Обломочный материал составляет 80-95%, преобладающий размер обломков 0,1-0,25 мм, содержание алевритистого материала 5-25% (реже до 30-45%).
	

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
	                                                               Таблица 3
Индекс пласта
Интервал, м
Тип флюида
Плотность, кг/м3
Относительная плотность газа по воздуху
Проницаемость, мДа

Содержание серы,  %



Средний дебит,
тыс. м3/сут
Температура в  пласте, °С
Пластовое давление,
                МПа

Газовый фактор,
м3/м3


Коэффициент сжимаемости
Давление насыщения в пластовых условиях

от
(верх)

до
(низ)











ПК1
1062
1114
газ
-
0,56
995,05
-
600-1000
24
10,83
-
0,8
60,0
ПК18
1772
1808
г/к
0,720
0,612
> 500
0,013
1000
45
18,01
42,5
0,98
96,0
АУ7
2030
2051
г/к
0,720
0,614
200 – 700
0,015
500-2000
52
20,84
49,6
0,98
109,0
ВОДОНОСНОСТЬ                                                                        
        Таблица 4
Индекс стратиграфического подразделения
Интервал по вертикали, м
Тип  коллектора
Плотность,  г/см3
Свободный
дебит,
м3/сут
Степень  минерализации,  г/л
Тип воды по сулину:  СФН-сульфатонатриевыи;   ГКН-гидрокарбонатнонатриевые
ХЛМ-хлормагниевый
ХЛК-хлоркальциевыи
Относится к источнику питьевого снабжения (да, нет)

от
(верх) 
до 
(низ) 






Q
0
70
поровый
комплекс в зоне ММП


нет
Р211
70
120
120
165
поровый
региональный водоупор в зоне ММП


нет
P1tbs
165
295
поровый
комплекс в зоне ММП


нет

295
435





К2
435
1080
поровый
региональный водоупор


нет
K2pk
1080
1150
1150
1980
поровый
1,01
56-660
17,8
ХЛК
нет
K1tn
1980
2051
поровый
1,002
3,5-166
5,2-2,8
ГКН
нет

          ХАРАКТЕРИСТИКА   ВСКРЫВАЕМЫХ  ПЛАСТОВ     Таблица 5                                                                                         
Пласт
Интервал  залегания, м
Рпл,  МПа
Коэфф. аномальности (Ка)
Тпл,  ? С
Средний дебит, тыс.м?/ сут.
Проницаемость,    мДа
Характер флюида








ПК1
1062-1114
10,83
1,04
24
600-1000
995,05
Газ








ПК18
1772-1808
18,01
1,01
45
1000
> 500
г/к








АУ7
2012-2051
20,84
1,01
52
500-2000
200 – 700
г/к
1.3.  ВОЗМОЖНЫЕ  ОСЛОЖНЕНИЯ  ПРИ  БУРЕНИИ                                                                              Таблица  6
Страт.  индекс
Интервал, м
Вид, характеристика осложнения
Условия возникновения осложнения





от
до


   Q, P2
P1, K2

0
435
размывы и обвалы стенки скважины, интенсивное кавернообразование, растепление ММП и газогидратных залежей
длительная остановка процесса бурения, плохое качество бурового раствора (низкая вязкость, большое содержание песка в растворе)
      Р1

K2

K2 br
435

800

790
800

1300

840
 размывы и обвалы стенки скважины, интенсивное кавернообразование 

незначительные каверно- и  сальникообразования
газопроявления
 (возможно техногенного происхождения  
Рпл=95-101 атм)

низкое качество бурового раствора, высокие значения показателя фильтрации, высокие скорости СПО (больше 1.5 м/с)
В березовской свите Ка =1,2



   K 2 pk





1080


1150


Газопроявления
снижение гидростатического давления на пласт  (свабирование сальником, поглощение, легкий буровой раствор, недолив скважины), нарушение режима СПО, разгазирование раствора в призабойной зоне вследствие длительных простоев без промывки
K2 pk


K1tn

   1300
  1980
кавернообразования, сальникообразования, прихваты бурильного инструмента, поглощение бурового раствора
оставление без движения бурильного инструмента более 5 мин., не обеспечение периодического вращения бурильной колонны, когда КНБК находится в зоне потенциального прихвата,  увеличение плотности бурового раствора по сравнению с указанной в ГТН, высокие показатели фильтрации бурового раствора, нарушение режима СПО

1980
1060

1760
2010
2060
1100

1800
2051

кавернообразования, сальники, прихваты инструмента, поглощение раствора, обвалы

нефтегазопроявления
(1760-1800)
снижение гидростатического давления на пласт при подъеме инструмента, недолив скважины, уменьшение забойного давления при установке нефтяных ванн при ликвидации прихватов, свабирование сальником, разгазирование раствора вследствие длительных простоев без промывки. 


1.4. ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ  ИССЛЕДОВАНИЯ 
                                                                                                           Таблица 7                                                                                                                           
Наименование работ
Масштаб
Интервал,  м


по вертикали
по стволу
Направление
Открытый ствол
Кавернометрия	
1:500 
0-90
0-90

Инклинометрия в бурильном инструменте при наличии углов более 2°
   1/25
0-90
0-90

Обсадная колонна
АКЦ, термометрия  
  1:500
0-90
0-90
Кондуктор
Открытый ствол
Инклинометрия в бурильном инструменте
1/25  
90-550  
  90-550  

Кавернометрия
  1:500
90-550
90-550
Обсадная колонна
АКЦ, термометрия
  1:500
90-550
90-550
                                       Промежуточная колонна
Открытый ствол
Инклинометрия в бурильном инструменте
1/200-1/25              
550-1350      
550-2034   

СК (2 зонда) ПС, БК                                                      
1:500                    
550-1350      
550-2034      

Детальные исследования:
                    
550-1350      
550-2034      

ГК+НГК     ННК  СГК  ВИКИЗ                                                                     
1:500



Кавернометрия
1/25


Обсадная колонна
ЦМ,  ОКЦ,  АКЦ
1:500                    
550-1350      
550-2034       
Эксплуатационная колонна
Открытый ствол.
Интервал  с зенитным углом более 50°
Контейнерная доставка приборов. 

1-й вариант - комплекс «Мега-Автоном» 

ВИКИЗ, ПС   
1:200
1350 – 2051  
2034  – 4649

Детальные исследования:

1350 – 2051  
2034  - 4649

ГК+ННКГ                                                                        
1:200



Инклинометрия   
1/10
1350- 2051    
2034 - 4649

Каверномер-профилемер Кедр- 73СКПД
1:200
1350- 2051
2034 - 4649

2-й вариант - АМК «Горизонт-108(90)»

(4 зонда) КС, ПС, ГК+НГК, 
инклинометрия
1:200
1350- 2051
2034 - 4649

Каверномер-профилемер Кедр- 73СКПД
1:200
1350- 2051
2034 - 4649
Обсадная колонна
ГК, ГГК-Ц, АКЦ, термометрия, ЛМ                           
1:500
0 - 2051
0 - 4649

По данным ГИС уточняется кровля пласта АУ7







2. Расчеты по проектированию скважин
2.1. Проектирование конструкции скважин
            С учетом геологического разреза Юрхаровского ГКМ и накопленного опыта строительства скважин, предлагается следующая конструкция:
         Направление диаметром 426 мм спускают на глубину 90 м и цементируют до устья скважины специальным арктическим цементом во избежание размыва устья и связанных с ним осложнений, многолетне-мерзлых пород (ММП).
          Кондуктор диаметром 324 мм спускают на глубину 550 м по вертикали и цементируют до устья скважины также специальным арктическим цементом с целью перекрытия отложений ММП; башмак кондуктора устанавливают в устойчивых глинистых породах ганькинской свиты для недопущения гидроразрыва пород при ликвидации возможных нефтегазопроявлений во время углубления скважины. На кондуктор устанавливают противовыбросовое оборудование (ПВО).
           Промежуточную колонну диаметром 245 мм спускают на глубину 1350 м (2034 – по стволу)  и цементируют до устья в основном с целью перекрытия сеноманского газоносного горизонта ПК1 и во избежание осложнений при дальнейшем бурении наклонно-направленного участка скважины. С глубины 600 м до 1149м (600-1027м по вертикали) ствол скважины искривляют до 60,59°. На промежуточную колонну устанавливают ПВО.
Эксплуатационную колонну диаметром 178 мм, оснащенную фильтром (800м), спускают на глубину 2051 м по вертикали (4649 м по стволу)  с установкой фильтра типа ЗСМФЭ-178 (ЗСМФЭ-168) в условно-горизонтальном участке скважины (ГУС) в продуктивном пласте АУ7. Тампонажный раствор за 178-мм эксплуатационной колонной от кровли пласта поднимается до устья. Для цементажа используется пакер или соответствующее устройство, устанавливаемое в кровле пласта АУ7.   На  эксплуатационную колонну монтируют колонную головку,  ПВО и фонтанную арматуру.


                         ГРАДИЕНТЫ  ДАВЛЕНИЙ  ПО  РАЗРЕЗУ
Интервал
Ка
? грп
Температуры°С/100м

Плотность , г/см^3
от
до




0
70
1
0,02
Зона ММП
1,1
70
140
1
0,02
Зона ММП
1,1
140
435
1
0,0169
Зона ММП
1,1
435
655
1
0,017
3,2
1,1
655
750
1
0,017
3,2
1,1
750
850
1,2
0,017
3,2
1,32
850
1060
1,04
0,017
3,2
1,144
1060
1120
1,04
0,0171
3,2
1,144
1120
1300
1
0,0171
3,2
1,05
1300
2010
1
0,0181
3,2
1,05
2010
2051
1,01
0,0181
3,2
1,0605
                                                                                                         Таблица 8             
	Конструкция скважины
Дк=0,426            Дк=0,3239              Дк=0,2445                   Дк=0,1778
         Дс = 0,490
    90	                                Дс = 0,3937
                              550	                          Дс = 0,311
                                                                                                             Дс = 0,2159
                                                           1350(2034)
		                                                                2051(4649)
                        ГРАФИК СОВМЕЩЕННЫХ ДАВЛЕНИЙ                Рис.2.

                 Из рис. 2. видно, что несовместимые зоны (ГНВП и поглощение бурового раствора) отсутствует.          
ГЛУБИНА СПУСКА И ХАРАКТЕРИСТИКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Таблица 9
Название обсадной колонны

Диаметр, мм
Интервал установки колонны по вертикали (по стволу) , м
Соединения обсадных труб


от (верх)
до (низ)
Диаметр муфты
код типа соединения
Направление
426,0
0
90
451
НормК
Кондуктор
323,9
0
550
351
ОТТМА
Промежуточная
244,5
0
1350 (2034)
270
ОТТГ
Эксплуатационная
177,8
0
2051 (4649)
188
ОТТГ
2.2. Проектирование профиля скважины
Входные данные по профилю горизонтальной скважины
- тип профиля: тангенциальный ;
- азимутальное направление – определяется перед началом работ;
- глубина начала набора угла 600 м;
- проектная глубина по вертикали 2051 м, по стволу 4649 м;
- длина горизонтального участка – 800 м;
- точка входа в пласт: глубина по вертикали 2012 м,  по стволу 3849 м;
- интенсивность искривления i = 1,5 °/10 м;
- зенитный угол: при наборе  угла  ? = 60,59°; горизонтальном участке ? = 90°;
- Отклонение от вертикали забоя горизонтального ствола – 3605 м;
- Отход от вертикали точки входа в кровлю продуктивного пласта –2805 м;
- Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю продуктивного пласта от проектного положения – 75 м.
Расчёт профиля горизонтальной скважины
1-интервал.
Вертикальный участок (0 – 600 м)
H=L=2886м
Отклонение от вертикаль равно нулю (А=0м).
Н – глубина по вертикали,  м ;           L – глубина по стволу,  м ;
2- интервал.
Интервал набора угла
R=573/i                                     (1)
H=R(sin?-sin?_0 )+H_0    (2)
A=R(cos?_0-cos?)+L_0     (3)
L=2?R/360(?-?_0)                      (4)
Где,   i- максимальная интенсивность искривления ствола скважины, град/10м;
А- Отклонение от вертикали,  м;
Н -  Глубина по вертикали,  м;
L - Глубина по стволу,  м;
R - Радиус искривления,  м;
?_0  - Зенитный угол в начале интервала;
? – Зенитный угол в конце интервала.
R=573/i=573/1,2=477,5  м
H=R(sin?-sin?_0 )+H_0=477,5*(sin?(60,59)-sin?(0) )+600=1027 м 
A=R(cos?_0-cos?)+A_0=477,5*(cos?(0)-cos?(60,59) )+0=241 м 
L=2?R/360 (?-?_0 )+L_0=(2*3.14*477,5)/360*(60,59-0)+600=1149  м
3-интервал.
Интервал стабилизации угла 
H=R*sin?+H_0=477,5*sin?(60,59)+1027=2002 м 
A=R*cos?+A_0=477,5*cos?(60,59)+241=2805  м 
L=2?R/360 (?-?_0 )+L_0=(2*3.14*477,5)/360*60,59+1149=3820  м
4-интервал.
Интервал до набор угла
R=573/i=573/1,5=382 м
H=R(sin?-sin?_0 )+H_0=382*(sin?(89,76)-sin?(60,59) )+2002=2050 м 
A=R(cos?_0-cos?)+A_0=382*(cos?(60,59)-cos?(89,76) )+2805=3369 м 
L=2?R/360 (?-?_0 )+L_0=(2*3.14*382)/360*(89,76-60,59)+3820=4417  м
5-интервал.
Горизонтальный участок.
Глубина по вертикали :    Н=2051 м.
Отклонение от вертикали :      А=3598  м.
Глубина по стволу:   L=4649  м. 
Зенитный угол:   ? = 90°;
	Вертикальный интервал
 
Зен. Угол
А, м
Н, м
L, м
Начало интервала
0
0
0
0
Конец интервала
0
0
600
600





Интервал набора угла
 
Зен. Угол
А, м
Н, м
L, м
Начало интервала
0
0
600
600
Конец интервала
60,59
291
1027
1149





Интервал стабилизации
 
Зен. Угол
А, м
Н, м
L, м
Начало интервала
60,59
291
1027
1149
Конец интервала
60,59
2805
2002
3820





Интервал  до набор угла
 
Зен. Угол
А, м
Н, м
L, м
Начало интервала
60,59
2805
2002
3820
Конец интервала
89,76
3369
2050
4417







Горизонтальный участок
 
Зен. Угол
А, м
Н, м
L, м
Начало интервала
89,76
3396
2050
4417
Конец интервала
90
3598
2051
4649
	
     
Рис.3. Профиль горизонтальной скважины




2.3. Расчет прочности обсадных колонн
2.3.1. Расчёт прочности направления (0 – 90 м)
1) Расчет на смятие колонны(при цементировании): 
Исходные данные
?_цр, кг/м^3
?_прод, кг/м^3
z , м
1820
1100
90
Р_(И.Н.z)=?(??_цр-?_прод)*g*z      (5)
Р_(И.Н.z)=(1820-1100)*9,81*90 = 0,63 МПа
Р_(И.Н.z) -  избыточное наружное давления , МПа     
Для колонны 426х10хД  - 90 м       P_(И.Н. доп)=12,5  МПа;      P_(И.В.доп)=15,6  МПа ;     
1.1) Расчет давления обратного промерзания ММП:
Исходные данные
?_в, кг/м^3
?_л, кг/м^3
z , м
?,   kДж/кг
T_0  , К
t ,   ° С
1000
917
90
334
273,15
-6
              
              Максимально возможные величины давления (Рi, МПа), возникающего
при обратном  промерзании  водосодержащих сред в  за колонном пространстве
скважин, можно описывать формулой Онейла-Миллера:
P_i= -((?*t)/T_0 +P/?_в )*?_л          (6)
	где,  ? - удельная теплота фазового перехода лед– вода, kДж/кг;	
T_0 = 273,15 К (температура плавления льда);
t - температура в произвольной точке зоны промерзания;
P - давление в жидкости, Па ;     
?_в - прлотность воды, кг/м^3 ;
?_л - плотность льда, кг/м^3 ;
P_i= -((334000*6)/273,15+(1000*9,81*90)/1000)*917= -7,55 МПа
P_i - давления обратного промерзания горных пород

2) Расчет на разрыв колонны(при цементировании) :
Исходные данные
?_цр, кг/м^3
?_(буф.ж.), кг/м^3
z , м
1820
1060
90

Р_(И.В.z)=?(??_цр-?_(буф.ж.))*g*z      (7)
Р_(И.В.z)=?(??_цр-?_(буф.ж.))*g*z = (1820 – 1060) * 9,81 * 90 = 0,67 МПа
Р_(И.В.z)  -  избыточное внутренняя давления;       


2.3.2. Расчёт прочности кондуктора (0 – 550 м)
1) Расчет на смятие колонны(при цементировании): 
Исходные данные
?_цр1, кг/м^3
?_цр2, кг/м^3
?_прод, кг/м^3
z , м
1820
1480
1160
550

Р_(И.Н.z)=?(??_цр1*g*h_1+ ?_цр2*g*h_2)-?_прод*g*z        (8)
Р_(И.Н.z)=(1820*9,81*230+1480*9,81*320)-1160*9,81*550 = 2,5 МПа
Р_(И.Н.z) -  избыточное наружное давления , МПа
Для колонны  323,9х11хД – 550 м     P_(И.Н. доп)=17,2  МПа;      P_(И.В.доп)=22,5  МПа ;     
1.1) Расчет давление обратного промерзания ММП:
Исходные данные
?_в, кг/м^3
?_л, кг/м^3
z , м
?,   kДж/кг
T_0  , К
t ,   ° С
h , м
1000
917
550
334
273,15
-4
435
	h – интервал залегания ММП , м 
P_i= -((?*t)/T_0 +(?_в*g*h)/?_в )*?_л
P_i= -((334000*4)/273,15+(1000*9,81*435)/1000)*917= -8,47 МПа

2) Расчет на разрыв колонны(при цементировании) :
Исходные данные
?_цр1, кг/м^3
?_цр2, кг/м^3
?_(буф.ж.), кг/м^3
z , м
1820
1480
1060
550

Р_(И.В.z)=?(??_цр1*g*h_1+ ?_цр2*g*h_2)-?_(буф.ж.)*g*z          (9)
Р_(И.В.z)=(1820*9,81*230+1480*9,81*320)-1060*9,81*550 = 3 МПа
2.1) При опрессовке:
Исходные данные
?_(буф.ж.), кг/м^3
z , м
??Р?_опрес  , МПа
?_опрес , кг/м^3
?_(пл.ж.)  , кг/м^3
1060
550
4
1200
1100

Р_(И.В.z)=?Р+?_опрес*g*z-?_(пл.ж.)*g*h       (10)
z=0?       Р?_(И.В.z)=4+1200*9,81*0-1100*9,81*0=4 МПа
z=550?           Р?_(И.В.z)=4000000+1200*9,81*550-1100*9,81*550=4,54 МПа

2.3.4. Расчёт коэффициентов запаса
Смятие:
К=1,15*Р_доп/Р_кр         (11)
1. ? Р?_кр=8,47 МПа  ? Р?_доп=17,2 МПа          К=1,15*Р_доп/Р_кр =22,5/3,56=2
Разрыв:
К=1,15*Р_доп/Р_кр             
1. ? Р?_кр=4,54  МПа? Р?_доп=22,5 МПа  К=1,15*Р_доп/Р_кр =22,5/4,54=4,95
“Кондуктор 323,9х11хД  по прочности соответствует”              
2.4.5. Расчёт прочности ПК (0 – 1350 м) (по стволу: 0 – 2034 м)
1) Расчет на смятие колонны(при цементировании ПК): 
Исходные данные
?_цр1, кг/м^3
?_цр2, кг/м^3
?_прод, кг/м^3
z , м
Р_(пл.z)  , 
МПа
?_(пл.ж.)  ,
 кг/м^3
h , м
h_1 , м
h_2
1820
1480
1240
2034
18,01
1100
1484
1241
793
h – интервал залегания пластовых жидкостей
h_2 , h_1 - высота подъема цементов в за колонное пространство
Р_(И.Н.z)=?(??_цр1*g*h_1+ ?_цр2*g*h_2)-?_прод*g*h           (12)
Р_(И.Н.z)=(1820*9,81*1241+1480*9,81*793)-1240*9,81*2034 = 8,96 МПа
Р_(И.Н.z) -  избыточное наружное давления , МПа
Для колонны   244,5х8,9х        P_(И.Н. доп)=16,2  МПа;     P_(И.В.доп)=24,2 МПа ;     
 Для ГНВП с открытыми превенторами.
Р_(И.Н.z)= Р_(пл.z)- ?_(пл.ж.)*g*h                       (13)
   Р_(И.Н.z)=18,01*?10?^6-1100*9.81*1484=2 МПа

2) Расчет на разрыв колонны(при цементировании ПК) :
Исходные данные
?_цр1, кг/м^3
?_цр2, кг/м^3
?_(буф.ж.), кг/м^3
z , м
1820
1480
1060
2034

Р_(И.В.z)=?(??_цр1*g*h_1+ ?_цр2*g*h_2)-?_(буф.ж.)*g*z          (14)
Р_(И.В.z)=(1820*9,81*1241+1480*9,81*793)-1060*9,81*2034 = 12,6 МПа
2.1) При опрессовке:
Исходные данные
z , м
??Р?_опрес  , МПа
?_опрес , кг/м^3
?_(пл.ж.)  , кг/м^3
2034
8,4
1030
1100

Проверка давления опрессовки:  P_гидрораз ?  ??Р?_опрес  +?P ?_опрес*g*z ? ? Р?_(пл.z)    (15)
 P_гидрораз= z * ?    (16)                 где,    ? – градиент гидроразрыва, МПа/м
0,0171*2034 ? 8,4*?10?^6+1030*9,81*2034 ? 18,01*?10?^6      
 23,08*?10?^6 ? 21,6*?10?^6 ? 18,01*?10?^6             “Условия выполняется”
Р_(И.В.z)=?Р+?_опрес*g*z-?_(пл.ж.)*g*h          (17)
z=0?       Р?_(И.В.z)=8400000+1030*9,81*0-1100*9,81*0=8,4 МПа
z=2034?   Р?_(И.В.z)=8400000+1030*9,81*2034-1100*9,81*1484=12,93 МПа
2.2) ГНВП при закрытом превенторе:
Пластовое давление:  Р_пл=18,01 МПа = Р_(И.В.z)

2.3.6. Расчёт коэффициентов запаса
Смятие:                                              К=1,15*Р_доп/Р_кр   
1. ? Р?_кр=8,96 МПа? Р?_доп=16,2 МПа          К=1*Р_доп/Р_кр =16,2/8,96=1,8
Разрыв:                                              К=1,15*Р_доп/Р_кр             
1. ? Р?_кр=18,01  МПа? Р?_доп=24,2 МПа  К=1,15*Р_доп/Р_кр =24,2/18,01=1,34
На растяжение: для ПК 244,5х8,9х Д  погонный вес 1 метра бурильной колонны равен  q = 0,532 кН/м
	Сила растяжения:    P_расч = q*L = 0,532*1000*2034=1082 кН
		P_доп=2000 кН
К=1,15*P_доп/P_расч   = 1,15*  2000/1082 = 2,12         
“Промежуточная колонна 244,5х8,9х Д  по прочности соответствует ”

2.3.6. Расчёт прочности ЭК (0 – 2051 м) (по стволу: 0 – 4649 м)
Исходные данные
?_цр1, кг/м^3
?_цр2, кг/м^3
?_прод, кг/м^3
z , м
Р_(пл.z)  , 
МПа
?_(пл.ж.)  ,
 кг/м^3
h , м
h_1 , м
h_2.м
1820
1480
1140
3849
20,84
1100
1484
2034
1815
h – интервал залегания пластовых вод
z = h1+ h_2
h_2 , h_1 - высота подъема цементов в за колонное пространство
1) Расчет на смятие колонны(при цементировании ЭК): 
Р_(И.Н.z)=?(??_цр1*g*h_1+ ?_цр2*g*h_2)-?_прод*g*z           (18)
Р_(И.Н.z)=(1820*9,81*2034+1480*9,81*1815)-1140*9,81*3849=
 = 19,65  МПа
Р_(И.Н.z) -  избыточное наружное давления , МПа
Для колонны   177,8х9,2х Л  – 0 – 4649 м   
P_(И.Н. доп)=32,6  МПа;     P_(И.В.доп)=49,9  МПа ;     
 Для ГНВП с открытыми превенторами.
Р_(И.Н.z)= Р_(пл.z)- ?_(пл.ж.)*g*h                (19)
   Р_(И.Н.z)=20,84*?10?^6-1100*9.81*1484=4,84 МПа
2) Расчет на разрыв колонны(при цементировании ЭК) :
Исходные данные
?_цр1, кг/м^3
?_цр2, кг/м^3
?_(буф.ж.), кг/м^3
z , м
1820
1480
1000
3849

Р_(И.В.z)=?(??_цр1*g*h_1+ ?_цр2*g*h_2)-?_(буф.ж.)*g*z        (20)
Р_(И.В.z)=(1820*9,81*2034+1480*9,81*1815)-1000*9,81*3849= =24,85МПа

2.1) При опрессовке:
Исходные данные
z , м
??Р?_опрес  , МПа
?_опрес , кг/м^3
?_(пл.ж.)  , кг/м^3
?_(тех.в.)  , кг/м^3
3849
20,8
1030
1100
1015

Проверка давления опрессовки :        P_гидрораз ?  ??Р?_опрес  +?_опрес*g*z ? ? Р?_(пл.z) 
 P_гидрораз= z * ?                     где,    ? – градиент гидроразрыва , МПа/м
0,0187*3849 ? 20,8*?10?^6+1030*9,81*3849 ? 20,84*?10?^6      
 71,9*?10?^6  ? 59,7*?10?^6 ? 20,84*?10?^6             “Условия выполняется”
Р_(И.В.z)=?Р+?_опрес*g*z-?_(пл.ж.)*g*h                      (21)
z=0?       Р?_(И.В.z)=8400000+1030*9,81*0-1100*9,81*0=8,4 МПа
z=2034?     Р?_(И.В.z)=20800000+1030*9,81*3849-1100*9,81*1484==43,7 МПа
2.2) ГНВП при закрытом превенторе:
Р_(И.В.z)= Р_(пл.z) = 20,8 МПа
2.3) При вызове притока:   
Р_(И.В.z)=?_(тех.в.)*g*z-?_(пл.ж.)*g*h                    (22)
z =0    Р_(И.В.z)=?_(тех.в.)*g*z-?_(пл.ж.)*g*h = 16 МПа
z = 3849     Р_(И.В.z)=1015*9.81*3849-1100*9.81*1484 = 22,32 МПа

2.3.7.  Расчёт на натяжение ЭК (177,8х9,2х Л)  
           Выбрано обсадная колонна группы прочности Л, с типом резьбового соединения ОТТГ, с наружным диаметром 177,8 мм и с толщиной стенки ?=9,2.
Вес погонного метра колонны равен:
q=0,386 кН/м
Вес колонны:                                         Q=q*z
                                                     При z=0     Q=0,385*0=0
z=4649         Q=0,386*4649=1794,5 кН
Q_доп=1843 кН                           Q_доп>Q_расч
Выбранная толщина труб удовлетворяет наши требования.
2.3.8. Расчёт коэффициентов запаса
Смятие:
К=1,15*Р_доп/Р_кр   
1. ? Р?_кр=19,65 МПа?            Р?_доп=32,6 МПа          К=1*Р_доп/Р_кр =32,6/19,65=1,66
Разрыв:
К=1,15*Р_доп/Р_кр             
1. ? Р?_кр=43,7  МПа? Р?_доп=49,9 МПа  К=1,15*Р_доп/Р_кр =49,9/43,7=1,96
На растяжения:
К=1,15*Р_доп/Р_кр            (7.12)
1. ? Р?_кр=1794,5 кН?        Р?_доп=1843 кН           К=1,25*Р_доп/Р_кр =1,25*1794,5/1843=1,21
“Эксплуатационная колонна 177,8х9,2х Л по прочности соответствует ”
2.4. Расчет проходимости ЭК
 Набор угла (вход в кровлю продуктивного пласта)
Длина участка , м   L_у = 597
Погонный вес колонны, кН/м  q=0,386 
Коэффициент трения  µ=0,3 
Диаметр скважины, мм    ?     D?_c=215,9
Диаметр колонны,  мм     ?     D?_к = 178
Диаметр муфты,  мм        ?     D?_м = 188
Диаметр проходного отверстия,  мм   d=168,6
Изменения азимута, град.   ?? = 0
Изменение зенитного угла, град.       ??=29,17   (0,5 радиан)
Средний зенитный угол, град.            ??_ср=75,17   (1,31 радиан)
Модуль упругости, Па                         E = 2,1*?10?^5

Вес колонны:
B=q*L_у*cos(??_ср)    (23)                 B=0.386*597*cos(1,31)=58,982 кН
Критическая сжимающая нагрузка на колонну, кН
I = 0.049*(D_к^4-d^4)*?10?^(-4)   (24)           I=0.049*(?178?^4-?168,6?^4)* ?10?^(-4)=  959.6         
G_кр=19,4*?(10*E*I*q^2*?10?^(-3) )      (25)              G_кр=12,991 кН
Сила сопротивления вызванная трением колонны по стенке скважины, кН
T_н=µ*q*L_у*sin?(??_ср)   (26)            T_н=0,3*386*597*sin(1,31)= 66,83 кН
Зазор между стенкой скважины и муфтой , мм
f_max= D_c- D_м        (27)                           f_max = 27,9
Изменение пространственного угла наклона ствола скважины на участке, град.
??_рад= 2*arcsin*(?((sin?(??/2) )^2*(cos?(??/2) )^2+(sin?(??/2) )^2*(sin?() ??_ср))^2  ) = 0,017         (28)
?? = (180*??_рад)/3,14    (29)                  ??=29,17
Пространственный радиус кривизны ствола скважины, см
R = 57,325*L_у/?? * ?10?^2      (30)       R = 57,325*597/1,94 * ?10?^2                      R = 1,173*?10?^5
Длина прямолинейного участка колонны труб вписывающегося в искривленную часть ствола скважины , в пределах которой проверяется проходимость, см
l = 2 * ?((R+0,05*D_c )^2-(R+0,05*D_c-0.1*) f_max )^2    (31)     l = 1,618 * ?10?^3
Равномерно распределенная по длине участка колонны удельная сила контактного давления, Н/см
t = (768*E*I*f_max)/(l^4*10)          (32)                      t = 0,063
Сила сопротивления вызванная контактным давлением под действием упругости колонны при прохождении искривленного участка , кН
? T?_у = (?*t*L_у)/10      (33)	? L?_у  = (0,3*2,4*?10?^(-4)*597)/10=1,128
Сила нормального давления башмака колонны на стенку скважины, кН
N= (0,2*E*I*(2*R+0.1*D_c))/(R*l*(R-0,1D_c+0,2*D_м))                (34)        N  = 0,425
Сила направленная вдоль оси колонны от воздействия башмака колонны на стенку искривленного ствола скважины, кН
F=(0,2*E*I)/(R*(2*R-0,1*D_c+0.1*D_м))                   (35)           F.......................