Технология бурения нефтяной и газовой сважины №10582 Федоровского месторождения

 

 

 

Интервал 330 – 984м.(7)

 

 

 

 

 

 

Интервал 984 – 1200м.(7)

 

 

 

 

Интервал 1200 – 1974м.

 

 

 

 

Интервал 1974 – 2500м.

 

 

 

 

Интервал 2500 – 2652м.

 

 

 

 

Интервал 2652 – 2866м.

 

 

 

 

_{Исходя  из найденных коэффициентов  аномальности и плотности  бурового раствора строем график совместимых  условий бурения (табл.-3)} 

 

 

 

 

 

 

_{График совместимых условий бурения.(таблица – 3)}

Так как коэфициентаномальности (к_а) лажит в приделах 0,8 ≤ к_а ≤ 1,2 тонеобходимость в установки  промежуточных колон отсутствует, [согласно ТБ – 2003г]

Проверим глубину установки  кондуктора исходя из наибольшего ожидаемого давления при бурении продуктивного  интервала. Выбранная глубина установки  кондуктора должна удовлетворять условию.

 

где P_пл- максимальное пластовое давление, МПа

L- глубина скважины, м

γ_ф-удельный вес пластового флюида, г/см³

ΔР_гр- градиент давлений гидроразрыва при бурении под следующую колонну.

 

Поскольку данное условие  удовлетворяется, следует вывод, что  выбор глубины спуска кондуктора сделан верно.

 

2. Обоснование и расчет профиля скважины:

Профиль направленной скважины должен обеспечить:

- высокое качество скважины как объекта последующей эксплуатации;

- бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств;

- минимальные затраты на строительство скважины;

- возможность применения методов одновременной эксплуатации нескольких горизонтов при разработке многопластовых месторождений нефти;

- безаварийное бурение и крепление;

- минимальные нагрузки на буровое оборудование при спускоподъемных операциях;

- надежную работу внутрискважинного эксплуатационного оборудования;

- свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств.

Проектирование профиля  скважины заключается в выборе типа ивида профиля, а также в определении  необходимого для расчета геометрии  профиля комплекса параметров, включающего:

- проектные значения глубины и отклонения ствола скважины от вертикали;

- длину вертикального участка;

- значения предельных радиусов кривизны и углов наклона ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного эксплуатационного оборудования, а также на проектной глубине.

Проектирование профиля  скважины и проектирование других технологических  мероприятий, обеспечивающих его реализацию, следует рассматривать в комплексе. Другими словами, выбор того или иного профиля скважины обусловливает в значительной степени выбор способа бурения, типа долота, гидравлической программы бурения, параметров режима бурения, и наоборот.

На выбор типа профиля  скважины оказывает влияние оснащенность буровых предприятий специальными устройствами для наклонно направленного  бурения и технологической оснастки низа бурильной колонны, а также  средствамиконтроля за параметрами ствола скважины и проводкой интервалов ориентированного бурения.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3 – вертикальная проекция профиля скважины.

 

h- глубина скважины по вертикали

S – отход от вертикали (смещение)

Hn – вертикальная проекция n-го интервала

Sn – горизонтальная проекция n-го интервала

ln– длинна n-го интервала

Rn – радиус кривизны n-го интервала

L – глубина скважины по стволу

B – зенитный угол скважины в конце n-го интервала

 

 

S=786м.

H₁=750 (глубина установки кондуктора)

h = 2802м.

R₂= 573м. (minрадиус искривления при интенсивности набора угла 1⁰на 10м.)

Определяем радиус искривления  скважины:

(8)

 

                                                              (9)

 

 

Зенитныйугол скважины в конце 2-го интервала:

                               (10)

 

 

 

 

Определяем угол входа  в продуктивный горизонт:

 

 

Определяем длину второго  участка (участка набора кривизны)

(11)

 

Определяем вертикальную проекция второго участка:

                                                   (12)

 

 

Опркделяем горизонтальную проекцию второго участка:

                                            (13)

 

 

Определяем длину третьего участка:

                                            (14)

 

 

Отделяем вертикальную проекцию 3-го интервала:

                                                 (15)

 

Определяем горизонтальную проекцию 3-го интервала:

(16)

 

Определяем глубину скважины по стволу:

                                               (17)

 

Горизонтальная проекция ствола скважины:

 

Проекция скважины задается азимутальным углом (α=345,98)

Азимут – угол между  направлением на север и проекцией  скважины на горизонтальную плоскость, взятый по часовой стрелке.

Рисунок 4 – Горизонтальная проекция скважины.

 

 

 

3. Выбор породоразрушающего инструмента.

Предварительный выбор долот (их диаметры) был выполнен в пункте 2.1 курсового проекта (проектирование конструкции скважины). При бурении на данной площади хорошо себя зарекомендовало применение PDS долот производителем и поставщиком которых является предприятие « ОАО БУРИНТЕХ» По средневзвешенной категории твердости и обазивности, определенных в пункте1.2 (разделение геологического разреза скважины на пачки (интервалы) одинаковой буримости), каталога долот, производимых предприятием, производим выбор долотдля бурения интервалов:

Для бурения под направление:

БИТ 393,7 B 419 ТСР	Под направление
Наружный диаметр	393,7
Количество промывочных  отверстий, шт.	6
Высота, мм	455
Присоединительная резьба ГОСТ 28487-90/API 7	З–171/65/8 Reg
Частота вращения, об./мин.	80…400
Расход промывочной жидкости, л/с	55…65
Нагрузка, т	5…12
Тип вращателя	ротор, ГЗД

Для бурения подкондуктор применяем долото:

БИТ 295,3 BT 419 СP	Под кондуктор
Наружный диаметр, мм	269,9
Количество промывочных  отверстий, шт.	6
Высота, мм	390
Присоединительная резьба ГОСТ 28487-90/API 7	З–152/65/8 Reg
Частота вращения, об./мин.	80…440
Расход промывочной жидкости, л/с	80…440
Нагрузка, т	2…10
Тип вращателя	ротор, ГЗД

 

Для бурения под эксплуатационную колонну:

БИТ 188,9 BT 613
Наружный диаметр, мм	220,7
Количество промывочных отверстий, шт.	8
Высота, мм	383
Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90/API 7	З–117/41/2Reg
Частота вращения, об./мин.	60…400
Расход промывочной жидкости, л/с	30-36
Нагрузка, т	2…10
Тип вращателя	ротор, ГЗД

 

4. Выбор и обоснование способа бурения.

Основные требования к  выбору способа бурения – необходимостьобеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геолого-технических условий буренияпроектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважины.

Выбранный способ бурения  должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно обеспечивали бы следующее: качественное вскрытие продуктивного пласта; достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствамипород.

Турбобуры с высокой частотой вращения (500 об/мини более) целесообразно применять на сравнительно малых глубинах и при использовании безопорных долот. Турбобуры с умеренной частотой вращения (200.400 мин.1) целесообразно использовать на средних и большихглубинах. Винтовой забойный двигатель целесообразно применять длябурения на средних и больших глубинах, когда на эксплуатационныезатраты на 1 м проходки определяющее влияние оказывает проходка зарейс, а также для бурения долотами с герметизированными маслонаполненными опорами.

Скважина №10582 бурится в породах с твердостью по кетегорииШрейнера (0-250), мягкие с средне-мягкие породы,(200-775)  мягкие, (825-1725)мягкие, (1725-2830) мягко-средние, и средние. Глубиной скважины 2800м. Профиль скважины является наклонно-направленным, с смещением от вертикали 786м.  Забойной температурой 30,5 *С.

Исходя из условий бурения, накопленного опыта, и рекомендациям по выбору способа бурения представленных в таблице№3[Калинин, Левицкий, «выбор способа бурения»], выбираем способ бурения по интервалам:

 При бурении кондуктора на интервале (0-750м.) применяем долото PDSв сочетании с забойным двигателем.

При бурении эксплуатационной колонны на интервале (750-2951м.) целесообразно применение, энергоемких лопастных долот, но исходя из накопленного опыта бурения скважин на данной площади возможно применение PDSдолот. Так же целесообразно применение забойного двигателя тк., скважина является наклонно-направленной.

 

2.5 Расчёт компоновки бурильной колонны, по интервалам.

 

Бурильная колонная состоит  из следующих элементов: утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легкосплавных бурильных труб (ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых переводников, центраторов и калибраторов.

Бурильные колонны бывают следующими:

- одноразмерными (или одноступенчатыми), составленными из бурильных труб одного и того же наружного диаметра;

- многоразмерными (многоступенчатыми), составленными из труб различных наружных диаметров (двух-, трех- или четырехразмерными); многосекционными, составленными из нескольких участков трубодной и той же группы прочности, одного и того же наружного диаметра с одинаковой толщиной стенки и одинаковой конструкцией резьбовых соединений.

Нижний участок бурильной  колонны составляют из УБТ, устанавливаемых  непосредственно над долотом  или забойным двигателем.

Колонна бурильных труб при  бурении скважины подвергается воздействию  различных статических и динамических нагрузок. При бурении с помощью  забойных двигателей (турбо-, электробуров, объемных двигателей) на колонну бурильных труб действуют следующие нагрузки: осевая сила растяжения от собственного веса колонны и перепада давления в забойном двигателе; осевая сила сжатия, создаваемая весом части колонны; момент, прикладываемый к колонне для ее периодического проворачивания и др.

Выделяют  два  основных  типа  компоновок  –  жесткие и отвесные. Основная задача при использовании жестких компоновок – получение минимальной интенсивности искривления ствола  скважины  при рациональном режиме бурения. Это достигается за счет применения в составе компоновки УБТ максимально возможных наружного диаметра  и жесткости,  а также рацинальным размещением опорно-центрирующих  элементов по длине компоновки,  ограничивающих  ее  поперечное перемещение.