Отчет по практике в Сургутнефтегаз, СУБР №1, месторождение

 

 

1.5 Физико-химические свойства нефти,  газа, воды и коллекторов продуктивных  горизонтов

 

Плотность нефти в поверхностных  условиях колеблется в пределах 0.73-1.03г/см3(при t=200с). Вязкость нефтей (свойство их подвижности), измеряемая в паскалях на секунду(1Па*с=10П), изменяется в широком диапазоне 0.001-0.15Па*с и с повышением температуры снижается. Для характеристики пластовой нефти определяют газовый фактор(м3/т)-количество растворенного в пластовой нефти газа, выделяемого при t0=150с, давлении ~100 кПа из 1т нефти. Газовый фактор колеблется в широких пределах (от единиц до сотен куб.метров на 1т.) Давление, при котором начинается выделение из пласта растворённого газа, называют давлением насыщения. Как правило, они ниже пластового.

Объёмный коэффициент пластовой  нефти – это отношение удельного объёма нефти в пластовых условиях к объёму этой же, но дегазированной на поверхность нефти в нормальных условиях. Значение объемного К в зависимости от газового фактора изменяется от 1.05 до 1.3. При гидродинамических исследованиях и других расчетах объём и дебит нефти пересчитывают на пластовые условия с помощью объемного коэффициента.

 

 

 

 

 

 

2.Технико –  технологические условия проводки  скважины

 

2.1 Конструкция  скважины

Скважины, для которых  проектом предусматривается определенное отклонение забоя от вертикали, а  ствол проводится по заранее заданной траектории, называются наклонно-направленными.

Наклонные скважины бурят, когда продуктивные пласты залегают под акваториями морей, озер, рек, под территориями населенных пунктов, промышленных объектов, в заболоченной местности, а также для удешевления  строительства буровых сооружений.

Разработанные в настоящее  время виды профилей для наклонно-направленных скважин делятся на две группы: профили обычного типа (представляющие собой кривую линию, лежащую в  вертикальной плоскости) и профили  пространственного типа (в виде пространственных кривых).

Типы профилей наклонно-направленных скважин обычного типа приведены  на рис.1. Профиль типа А состоит из трех участков: вертикального 1, участка набора угла наклона ствола 2 и прямолинейного наклонного участка 3. Его рекомендуется применять при бурении неглубоких скважин в однопластовых месторождениях, если предполагается большое смещение забоя.

 

Рис.1. Типы профилей наклонно-направленных скважин: 1 - наклонный участок; 2 - участок набора угла наклона ствола; 3 - прямолинейный наклонный участок; 4 - участок снижения угла наклона ствола.

 

Профиль типа Б отличается от предыдущего тем, что вместо прямолинейного наклонного участка имеет участок 4 естественного снижения угла наклона. Данный профиль рекомендуется применять при больших глубинах скважин.

Профиль типа В состоит из пяти участков: вертикального 1, участка набора угла наклона ствола 2, прямолинейного наклонного участка 3, участка снижения угла наклона 4 и снова - вертикального 1. Его рекомендуется применять при проводке глубоких скважин, пересекающих несколько продуктивных пластов.

Профиль типа Г отличается от предыдущего тем, что в нем  участки 3 и 4 заменены участком самопроизвольного  снижения угла наклона 4. Данный профиль  рекомендуется применять при  бурении глубоких скважин, в которых  возможны отклонения в нижней части  ствола скважины.

Профиль типа Д состоит из вертикального участка 1 и участка набора угла наклона ствола 2. Для него характерна большая длина второго участка. Профиль рекомендуется при необходимости выдержать заданный угол входа в пласт и вскрыть его на наибольшую мощность.

Как видно из рис.1, все  типы профилей в начале имеют вертикальный участок. Его глубина должна быть не менее 40...50 м. Окончание вертикального участка приурочивают к устойчивым породам, где можно за один рейс набрать зенитный угол 5...6 градусов.

Для отклонения скважины от вертикали применяют специальные  отклоняющие приспособления: кривую бурильную трубу, кривой переводник, эксцентричный ниппель и отклонители различных типов.

В последние годы все  большее распространение получают вертикальные и наклонные скважины, имеющие горизонтальные окончания  большой протяженности. Это делается для того, чтобы увеличить площадь  поверхности, через которую в  скважину поступает нефть и соответственно увеличить дебит. Одновременно стало  возможным извлекать в промышленных масштабах нефть, считавшуюся ранее неизвлекаемой, вследствие малой мощности и низкой проницаемости продуктивного пласта. Кроме того, горизонтальное окончание скважин располагают в пласте выше подошвенной воды, что позволяет продлить период безводной эксплуатации.

 

3. Способы наклонно-направленного бурения на нефть и газ

 

Второй способ, предложенный P. A. Иоаннесяном, П. П. Шумиловым, Э. И. Тагиевым и M. T. Гусманом в нач. 40-x гг. 20 в., основан на использовании турбобура либо др. забойного двигателя. Этот способ представляет собой непрерывный процесс набора искривления и углубления скважины долотом нормального диаметра. При этом способе для набора искривления используется такая компоновка низа бурильной колонны, при которой на долото в процессе бурения действует сила, перпендикулярная его оси (отклоняющая сила). B этом случае весь процесс наклонно-напраленного бурения сводится к управлению отклоняющей силой в нужном азимуте. Создание отклоняющей силы может осуществляться различными путями. Если турбобур односекционный, то для получения необходимой отклоняющей силы достаточно иметь над турбобуром переводник c перекошенными резьбами, либо искривлённую бурильную трубу (рис. 5).

 

Рис. 5. Турбинный отклонитель c искривлённой бурильной трубой.

 

При пропуске турбобура  в скважину изогнутая часть компоновки над турбобуром за счёт упругих деформаций стремится выпрямиться, a в сечении  изгиба возникает момент силы. Отклоняющая  сила в этом случае равняется моменту  силы, разделённому на расстояние от сечения  изгиба до долота. Интенсивность набора угла искривления при описанной  выше компоновке будет невысокой, a предельный угол искривления - менее 30°. Для более интенсивного набора искривления  сечение изгиба, где возникает  момент упругих сил, переносят ближе  к долоту. Для этой цели применяются  спец. шпиндели и турбобуры. Так как  при таких шпинделях резко  увеличивается отклоняющая сила, то интенсивность набора угла искривления  и предельная величина искривления  существенно увеличиваются.

Ha интенсивность набора угла искривления влияет также частота вращения долота и скорость подачи бурильной колонны в процессе бурения. Чем выше частота вращения долота и чем меньше скорость подачи бурильной колонны, тем интенсивнее, под действием отклоняющей силы, происходит фрезерование стенки скважины и тем интенсивнее искривление. Наибольшая интенсивность искривления может быть получена при применении в нижней части турбобура эксцентричного ниппеля, который позволяет выводить ствол скважины в горизонтальное положение.

Прямолинейные наклонные  участки ствола скважины бурятся c компоновками, оснащёнными стабилизаторами. Ориентирование отклоняющей силы в нужном азимуте  может осуществляться визирным спуском  бурильной колонны либо c помощью  инклинометра при установке над  турбобуром диамагнитной трубы и  магнитным устройством, расположенным  в плоскости действия отклоняющей  силы. Указанные методы ориентирования отклоняющей силы должны учитывать  угол закручивания бурильной колонны, возникающий из-за реактивного момента  турбобура, что в некоторой степени  отражается на точности ориентирования. B 80-x гг. распространяются системы телеконтроля, позволяющие в процессе бурения контролировать направление действия отклоняющей силы. Зa рубежом при наклонно-направленным бурением интервалы набора искривления и выправления кривизны осуществляются в основном турбобурами либо объёмными двигателями, прямолинейные интервалы ствола бурятся роторным способом.

2.3. Буровые долота  ( назначение, типы по интервалам)

 

Основным породоразрушающим инструментом при бурении являются буровые долота. Долота делятся по:         

а) Назначению            

- для сплошного бурения;            

- для бурение скважин с отбором керна;         

б) По исполнению            

- пикообразные;            

- лопастные;            

- торцовые (фрезерные );            

- шарошечные;         

в) По воздействию на породу            

- режуще - скалывающего типа (лопастные);            

- дробяще - скалывающие типа (шарошечные);

-  режуще - истирающего типа (ИСМ, алмазные)

 

Лопастное долото

Лопастные долота режущего типа используются для бурения геологоразведочных скважин на небольшие глубины.

Применяются два типа лопастных  долот:

М – для бурения скважин  в мягких породах

МС – для бурения  скважин в породах средней  крепости. Существуют лопастные долота с калибрующим сектором, с вогнутыми  лопастями и с опережающим  лезвием. Все эти конструкции  имеют ряд особенностей в вооружении и системе расположения промывочных  отверстий. Долота типа М могут оснащаться струйными или гидромониторными насадками.

Лопастное буровое долото состоит из кованого корпуса с присоединит. Резьбой, к которому привариваются 3 и более лопастей. У двухлопастного долота корпус и лопасти отштамповываются как одно целое. Для повышения износостойкости долот лопасти армируются твёрдым сплавом. Пластинки твёрдого сплава заплавляются на передней грани лопастей в специально профрезерованные пазы. Боковые (калибрующие стенку скважины) грани лопастей армируются цилиндрическими зубками, запрессовываемыми в просверленные отверстия. Промежутки между зубками наплавляются твёрдым сплавом. [3]

Для бурения скважин с  отбором керна применяют шарошечные и лопастные бурильные головки, которые изготовляют для специальных  керноприёмных устройств со съёмным и несъёмным керноприёмниками. Колонковые долота со съёмным керноприёмником позволяют отбирать с забоя скважины керн без подъёма бурильной колонны.

Поверхность между рёбрами  имеет коническую форму и способствует смещению разрушенной породы в центральный  канал бурильной колонны. Рёбра  армируются породоразрушающий и элементами различной формы: круглыми, шестигранными или квадратными. Коронки предназначены для бурения мягких пород с незначительным содержанием твёрдых пропластков. Торцевая поверхность рёбер имеет коническую форму для предотвращения заклинивания частиц породы, а на наружной поверхности имеются пазы. Важным элементом коронки являются тороидальные канавки на внутреннем уступе, способствующие в сочетании с внутренним патрубком керноприёмной трубы переходу нисходящего потока очистного агента в восходящий. При отсутствии такой канавки в процессе бурения резко возрастают потери очистного агента.

Малогабаритное долото лопастное  режущего типа, предназначенное для  бурения геологоразведочных скважин  в мягких породах и в мягких породах с прослойками средней  твердости, разрушают породу в режиме резания с очисткой забоя промывочным  агентом или шнековым способом.

В большинстве районов  бурение геологоразведочных скважин  в мягких породах ведется с  использованием легкого бурового оборудования и поэтому с небольшими осевыми  нагрузками на долото и с малым  крутящим моментом. [4]

В таких условиях обычные  серийные долота лопастные нефтяного  сортамента работают, небольшой промежуток времени до 10-15 ч. Тогда как при  использовании нефтяного тяжелого оборудования эти долота лопастные  работают 150-200 ч. Лопастные долота режущего типа для геологоразведочного бурения  работают до затупления режущих кромок твердосплавных резцов и режущих кромок, наплавленных крупнозернистым твердым сплавом. Процесс изнашивания режущих кромок характеризуется медленным истиранием от периферийной зоны до центральной части долота. Несмотря на то, что центральная часть долота лопастного изнашивается значительно меньше, именно она определяет работоспособность долота в целом. Даже при незначительном износе центральной части долота лопастного резко снижается удельная нагрузка на режущие кромки и твердосплавные резцы, и они перестают внедряться в поверхность разрушаемого забоя. Твердосплавные резцы, расположенные в центральной части долота, обнажаются медленно и на незначительную величину вследствие небольших окружных скоростей, возникающих в центральной зоне при вращении долота с частотой до 200 об/мин. Режущие грани и твердосплавные резцы лопастных долот, расположенные в периферийной зоне, изнашиваются более интенсивно. Однако за счет высоких окружных скоростей происходит обнажение верхних частей твердосплавных резцов и режущих граней, а также истирание корпуса лопастей и державок, что способствует увеличению удельной нагрузки и внедрению кромок и резцов в поверхность разрушаемого забоя. Режущие грани и твердосплавные резцы на калибрующих гранях рабочих лопастей обрабатывают стенки скважины по наибольшему периметру и в этой зоне они истираются по ко криволинейной поверхности, на которой расположено калибрующее вооружение лопастей.

 

Опыт бурения на Федеровском месторождении показывает, что наиболее рационально производить бурение н долотами БИТ, которые обеспечивают безаварийную проходку по всему разрезу скважины.

Выбираем следующие виды долот:

- на интервале  от устья  до 700 м,  на  котором разрез  представлен  торфяниками, суглинками, супесями и  песками,  – БИТ  311;